มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่ 150)

วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.

1. รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว

2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2560 - 2561

3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)

4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)

5.ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)

6. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)

7. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)

8. การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

9. โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)>

10. แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

11. การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

12. ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรีพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว

สรุปสาระสำคัญ

         1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) มีหน้าที่และอำนาจในการกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมัน และรายงานผลการดำเนินการต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ

        2.ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 กบน. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 5 ครั้ง เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และเมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2562 กบน. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว และอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนจากกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้ออกประกาศตามหลักเกณฑ์การคำนวณดังกล่าว ทุก 2 สัปดาห์ ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 ถึงวันที่ 12 มีนาคม 2563 รวมทั้งสิ้น 12 ฉบับ ทั้งนี้ จากผล การดำเนินการ ทำให้ในเดือนมีนาคม 2563 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินไหลเข้าเดือนละ 352 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิมีเงิน 36,251 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 41,747 ล้านบาท และ กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 5,496 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ไปดำเนินการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินต่อไป

เรื่องที่ 2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2560 - 2561

สรุปสาระสำคัญ

    1. เมื่อวันอังคารที่ 12 มีนาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2560 และ 2561 ต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2562 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบต่อไป

     2. ในปีงบประมาณ 2560 - 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนฯ ตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงินฯ โดยให้ความสำคัญกับทุนการศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน โดยในปี 2560 และ 2561 ได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 21,585,721 และ 20,791,767 บาท ตามลำดับ แบ่งเป็น (1) หมวดการค้นคว้า วิจัย และการศึกษา ปี 2561 จำนวน 1 โครงการ ในวงเงิน 4,000,000 บาท (2) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม อนุมัติทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ปี 2560 วงเงิน 11,109,000 บาท ใช้จ่ายไป 6,803,900 บาท และปี 2561 วงเงิน 9,571,210.00 บาท ใช้จ่ายไป 8,980,410 บาท (3) หมวด การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ปี 2560 จำนวน 11 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 9,996,721 บาท ใช้จ่ายไป 4,503,661 บาท และปี 2561 จำนวน 9 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 6,452,500 บาท ใช้จ่ายไป 6,397,500 บาท และ (4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ปี 2560 และ 2561 ปีละ 480,000 บาท ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2560 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 431.177 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.546 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 430.630 ล้านบาท และสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2561 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 426.707 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.144 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 426.563 ล้านบาท ผลการดำเนินงานในปี 2560 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.483 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 10.969 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 3.486 ล้านบาท ส่วนปี 2561 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.922 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 11.989 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 4.067 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)

สรุปสาระสำคัญ

     1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ ต่อมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำ ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2561 - 2580 (AEDP2018) เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 และได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน AEDP2018 ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 7 ครั้ง และ เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 พพ. จึงได้ปรับปรุงร่างแผน AEDP2018 ให้สอดคล้องกับ มติ กพช. ดังกล่าว และเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น ต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) จำนวน 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน AEDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

    2. เหตุผลในการปรับปรุงแผน AEDP สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย การเพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 - 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็น ปี 2565 - 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจากโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่จากเดิมตั้งเป้าหมายปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นปีละ 50 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จาก 363 เมกะวัตต์ เป็น 1,000 เมกะวัตต์ และปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในร่าง AEDP2018 จะกำหนดเป็นกำลังการผลิตตามสัญญา (Contract capacity) ของโรงไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้นใหม่ รวมกับกำลังการการผลิตตามสัญญาที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้วในปัจจุบัน ได้แก่ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว ซึ่งจะทำให้สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 34.23 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนกำหนดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง (Installed capacity) ของโรงไฟฟ้า โดยมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 20.11 (2) ปรับเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานหมุนเวียนบางประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากเชื้อเพลิงชีวมวลที่เพิ่มขึ้นจากการขยายโรงงานน้ำตาลในช่วงที่ผ่านมาทำให้คาดการณ์ว่าจะมีความต้องการใช้ชีวมวลเพิ่มสูงขึ้น ปรับลดเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจาก AEDP2015 ที่ประเมินศักยภาพการติดตั้งระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ (Solar collector) จากพื้นที่หลังคาอาคาร ซึ่งในปัจจุบันพื้นที่หลังคาอาคารส่วนใหญ่นิยมติดตั้งโซล่าร์เซลล์สำหรับผลิตพลังงานไฟฟ้าแล้วเพราะมีต้นทุนการติดตั้งและการบำรุงรักษาต่ำกว่าระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากไบโอมีเทนโดยเปลี่ยนกลุ่มเป้าหมายมาเป็นภาคอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวหรือ LNG เป็นเชื้อเพลิง ในกระบวนการผลิต ส่งผลให้สัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 41.61 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 36.67 และ (3) ปรับเป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ปรับลดเป้าหมายการผลิตเอทานอลลงจากการส่งเสริมให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี20 เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงหลัก โดยปรับลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ อี85 ลดลง ปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอดีเซลจากการส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลมาตรฐานของประเทศเพื่อให้สมดุลกับปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลง และปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอมีเทนอัดลงจากการคาดการณ์การใช้ก๊าซธรรมชาติ ในยานยนต์ที่มีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ สัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 9.99 ซึ่งน้อยกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 25.04

     3. สรุปร่าง AEDP2018 เพื่อรักษาเป้าหมายรวมในการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (ไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ) ต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายที่ร้อยละ 30 ตามแผน AEDP2015 โดยปรับกรอบระยะเวลาให้สอดคล้องกับแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี (พ.ศ. 2561 – 2580) สรุปได้ดังนี้ (1) เป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 10 ประเภทเชื้อเพลิง กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18,696 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 52,894 ล้านหน่วย ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ 9,290 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,485 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) 1,000 เมกะวัตต์ ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ ขยะอุตสาหกรรม 44 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 69 เมกะวัตต์ สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.55 (2) เป้าหมายการผลิตพลังงานความร้อนจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง พลังงานความร้อนที่ต้องการ 64,657 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ ชีวมวล 23,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ก๊าซชีวภาพ 1,283 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ขยะ 495 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และไบโอมีเทน 2,023 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนความร้อนจากพลังงานทดแทน ต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 19.15 (3) เป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง ความต้องการเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 40,890 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 7.5 ล้านลิตรต่อวัน (1,396 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไบโอดีเซล 8.00 ล้านลิตรต่อวัน (2,517 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และน้ำมันไพโรไลซิส 0.53 ล้านลิตรต่อวัน (171 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) สัดส่วนเชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.22 และ (4) เปรียบเทียบเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของแผน AEDP2015 และ AEDP2018 อยู่ที่ร้อยละ 30.07 และ 30.18 ตามลำดับ แบ่งเป็น พลังงานไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 4.27 และ ร้อยละ 5.75 ตามลำดับ พลังงานความร้อนอยู่ที่ร้อยละ 19.15 และร้อยละ 21.20 ตามลำดับ และการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ที่ร้อยละ 6.65 และร้อยละ 3.22 ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (Alternative Energy Development Plan 2018 : AEDP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

เรื่องที่ 4 ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)

สรุปสาระสำคัญ

         1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ สรุปได้ ดังนี้ (1) มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 77,211 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ (2) ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า มีความมั่นคงรายพื้นที่ สร้างสมดุลระบบไฟฟ้าตามรายภูมิภาค (3) ปลายแผนมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 53 ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 12 การผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล มีสัดส่วนร้อยละ 35 ประกอบด้วย พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 20 และการอนุรักษ์พลังงานร้อยละ 6 (4) ในการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ได้คำนึงถึงการลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP ฉบับเดิม (PDP2015) เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก เพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสมสามารถแข่งขันได้ (5) มีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป และ (6) ให้ทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบ ต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาครวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป

        2.เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi - Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และ (4) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากได้รับการแต่งตั้งแล้วเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563

        3.กระทรวงพลังงาน ได้ทบทวนและปรับปรุง PDP2018 โดยปรับเป้าหมายและแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้เหมาะสมมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผนดังกล่าว และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สนพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกพ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561– 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ณ กรุงเทพมหานคร โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนารวมทั้งสิ้น 457 คน และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

        4.ร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ (2) เพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ประกอบไปด้วย โรงไฟฟ้าที่ผลิตด้วยเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน รวมทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับชีวมวล และหรือ ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและ/หรือ ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ (3) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 – 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็นปี 2565 – 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง (5) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ (6) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (7) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากเดิมเริ่มรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 และมีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้มีความเหมาะสมมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังผลิต ตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเดือนพฤศจิกายน 2570 เพิ่มความมั่นคงในระบบไฟฟ้าของพื้นที่ภาคเหนือตอนบน ด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 9 กำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ ออกไปอีก 3 ปี จากกำหนดเดิมปลดปี 2565 เลื่อนกำหนดปลดเป็นปี 2568 ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ ได้แก่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12-13 ซึ่งเดิมมีกำหนดปลดในปี 2568 เลื่อนออกไปอีก 1 ปี เป็นปลดในปี 2569

        5.เปรียบเทียบ PDP2018 กับ PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิม (2) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิมที่ 77,211 เมกะวัตต์ (3) สรุปกำลังผลิตโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2561 - 2580 แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า เฉพาะที่เปลี่ยนแปลง ได้แก่ โรงไฟฟ้าความร้อนร่วมเพิ่มขึ้นจาก 13,156 เป็น 15,096 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าถ่านหิน/ลิกไนต์ ลดลงจาก 1,740 เป็น 1,200เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าใหม่/ทดแทนลดลงจาก 8,300 เป็น 6,900 เมกะวัตต์ (4) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ตามแผน AEDP ในช่วงปี 2561 – 2580 ภาพรวมคงเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมภาครัฐ (โรงไฟฟ้าขยะชุมชน โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก) เพิ่มขึ้นจาก 520 เป็น 2,453 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าตามแผน AEDP ใหม่ (แสงอาทิตย์ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ+พลังน้ำ ลม ขยะอุตสาหกรรม และพลังน้ำขนาดเล็กของ กฟผ.) ลดลงจาก 18,176 เป็น 16,243 เมกะวัตต์ (5) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง เฉพาะที่เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ เชื้อเพลิงถ่านหินและลิกไนต์ลดลงจากร้อยละ 12 เป็นร้อยละ 11 และพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากร้อยละ 20 เป็นร้อยละ 21 (6) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ปี 2580 ลดลงจาก 0.283 เป็น 0.271 กิโลกรัมคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือลดลงจาก 103,845 เป็น 99,712 พันตัน และ (7) ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกปี 2580 เพิ่มขึ้นจาก 3.61 เป็น 3.72 บาทต่อหน่วย

        6.ความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานต่อร่าง PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การปรับแผนการจัดหาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนไม่กระทบต่อความมั่นคง (2) การปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากจำนวน 1,933 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2563 - 2567 จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวมอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ ดังนั้น การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนควรพิจารณาด้านปริมาณ ราคา และระยะเวลาที่เหมาะสม (3) ควรมีการพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศให้เท่าทันและสอดคล้องกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่มีการปรับเปลี่ยนไป รวมทั้งการปฏิบัติตามมาตรการทางการค้าด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มข้นขึ้นของประเทศคู่ค้าด้วย

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan 2018 Revision 1 : PDP 2018 Rev.1) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

     2. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ในปริมาณ 700 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานทำการประเมินผลการดำเนินงาน ในเรื่องของผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก และความยั่งยืนของโครงการฯ ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบด้วย

เรื่องที่ 5 ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 ร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากมาตรการอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์ และการประชุมหารือแนวทางการจัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2562 มีมติให้ปรับปรุงแผน TIEB ได้แก่ (1) แผนอนุรักษ์พลังงาน (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (3) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ (4) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องตามแผน PDP2018

         2. แนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) มีดังนี้ (1) ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 1-2 ปี ระยะกลาง 10 ปี และระยะยาว 20 ปี ปรับสมมุติฐาน GDP อัตราการเพิ่มของประชากร และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 รวมทั้งรักษาระดับเป้าหมายโดยการลด EI ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยมีเป้าหมายในการลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ให้ได้ทั้งสิ้น 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (2) ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 คือ ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ณ ปี พ.ศ. 2580 จากระดับ 181,238 ktoe ในกรณีปกติ (Business as usual: BAU) ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 126,867 ktoe หรือคิดเป็นเป้าหมายผลการประหยัดพลังงานเท่ากับ 54,371 ktoe ผลการดำเนินงานในช่วงปี พ.ศ. 2554 - 2560 คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมประมาณ 5,307 ktoe และสามารถลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงได้ร้อยละ 7.63 ทั้งนี้ เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 จึงจะต้องมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 อีกประมาณ 49,064 ktoe โดยแบ่งการดำเนินการเป็น 3 กลยุทธ์ 5 กลุ่มเป้าหมาย และเป้าหมายลด Peak 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งถูกกำหนดเป็นเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) (3) ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนฯ โดยมุ่งเน้นไปที่เป้าหมาย 5 สาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และขนส่ง แบ่งเป็น 3 กลยุทธ์ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ มีการกำกับดูแลให้ผู้ใช้พลังงานรายใหญ่ในภาคส่วนต่างๆ ต้องมีการใช้พลังงานเป็นไปตาม มาตรฐาน มาตรการ/วิธีการที่กำหนดขึ้นอย่างเหมาะสม กลยุทธ์ภาคส่งเสริม มีมาตรการสนับสนุนทางด้านการเงิน เพื่อเร่งรัดให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ หรือดำเนินมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน การส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมต่างๆ เข้ามาประยุกต์ใช้เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน โดยกลยุทธ์ภาคส่งเสริมจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 62 คิดเป็นไฟฟ้า 8,862 ktoe คิดเป็นความร้อน 21,786 ktoe และกลยุทธ์ภาคสนับสนุน ช่วยเสริมกลยุทธ์ภาคบังคับและกลยุทธ์ภาคส่งเสริมให้เกิดผลประหยัดด้านพลังงาน

         3. ผลที่คาดว่าจะได้รับจาก EEP2018 หากดำเนินการได้ตามเป้าหมายคาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว 815,571 ล้านบาท ช่วยลดภาระในการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และยังทำให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ได้ประมาณ 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2) ทั้งนี้ ภายหลังจัดทำร่างแผน EEP2018 พพ. ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนฯ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 4 ครั้ง ในกรุงเทพมหานคร เชียงใหม่ ขอนแก่น และสุราษฎร์ธานี และต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561–2580 (Energy Efficiency Plan 2018 : EEP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

เรื่องที่ 6 ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 เนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

         2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง ได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดทำร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบแนวทางการจัดทำ Gas Plan 2018 และให้ สนพ. นำไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องและนำเสนอ กบง. ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ ซึ่งประกอบด้วย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) รวมทั้ง แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) ซึ่งทั้ง 4 แผนดังกล่าว ได้ผ่านความเห็นชอบจาก กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563

         3. การจัดทำ Gas Plan 2018 สรุปได้ดังนี้ (1) กรอบแนวคิดและเป้าหมายของ Gas Plan 2018 ได้แก่ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ เร่งรัดการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมและพื้นที่ทับซ้อน พัฒนาและใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานอย่างมีประสิทธิภาพ และส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) สมมติฐานความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการตาม PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ (ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิต LPG และปิโตรเคมี) ประมาณการตามปริมาณ ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ซึ่งการคาดการณ์ GDP ปี 2561 - 2580 ขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 3.8 ต่อปี และคำนึงถึงแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภาคขนส่งประมาณการตามแนวโน้มจำนวนรถ NGV (3) ประมาณการความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 67 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 โรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 11 และภาคขนส่งร้อยละ 1 (4) ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา LNG สัญญาปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยตั้งแต่ปี 2563 จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติหรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ และจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็นประมาณ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 โดยการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 การจัดหา LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี (โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี) โดยการจัดหาเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย การจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1 มีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 และการจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม หรือจัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 (5) แผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่รองรับการนำเข้า LNG ได้ 11.5 ล้านตันต่อปี ขณะที่การใช้งานตามสัญญาสูงสุดของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีเพียง 5.2 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 มาบตาพุดระยะที่ 3 (EEC) จังหวัดระยอง 10.8 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 ดังนั้น ในปี 2570 จะมี LNG Terminal ที่สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้ปริมาณรวมทั้งสิ้น 34.8 ล้านตันต่อปี และสามารถขยายเพื่อรองรับ LNG ได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ต้องมีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป อาทิ มาตรการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น LNG Regional Hub

         4. แนวโน้มความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ภาคใต้ มีดังนี้ (1) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 ซึ่งจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยนำเข้า LNG เนื่องจากนโยบายในการส่งเสริมให้ส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นไปยัง โรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อเพิ่มมูลค่า ส่งผลให้จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง LNG Terminal ขนาด 5 ล้านตันต่อปี และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก LNG Terminal ถึงโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 เพื่อรองรับความต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีที่จะเข้าระบบในปี 2570 (2) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA ได้ อาจมีความจำเป็นต้องก่อสร้าง FSRU ขนาด 2 ล้านตันต่อปี ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 ส่วนความต้องการโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จากการพิจารณาแนวโน้มความต้องการใช้ เปรียบเทียบกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในภูมิภาค (แหล่งสินภูฮ่อมและแหล่งน้ำพอง) พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยต้องเตรียมการสำรวจและผลิตหรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จาก จังหวัดนครราชสีมาไปโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 โดยก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2572 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่จะเข้าระบบในปี 2573

         5. เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ (ร่าง) Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวม อยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี สูงกว่า Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 โดยเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.1 ต่อปี นอกจากนี้ ในส่วนของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการใช้จากเดิมคาดว่าจะมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นสูง ปัจจุบันสถานการณ์เปลี่ยนแปลงไป โดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง (ภายหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและเอราวัณในรูปแบบการแบ่งปันผลผลิต (PSC)) ส่งผลให้ความต้องการ LNG ในส่วนที่ต้องจัดหาเพิ่มตาม (ร่าง) Gas Plan 2018 อยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 น้อยกว่าใน Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2579 ทั้งนี้ ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจาก Gas Plan 2018 ได้แก่ (1) สร้างความมั่นคงจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและทำให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง ชุมชนมีโอกาสในการใช้วัตถุดิบเหลือใช้ทางการเกษตรผลิตเป็นไบโอมีเทนอัดมาใช้ทดแทนการนำเข้า LNG (2) สร้างความมั่งคั่ง มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อซึ่งจะเสริมสร้างเศรษฐกิจในพื้นที่ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีช่วยเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติ การเกิด LNG Regional Hub มีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาทใน 10 ปี และเกิดการจ้างงาน 16,000 คนต่อปี การใช้โครงสร้างพื้นฐานอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง และ (3) สร้างความยั่งยืน จากการลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้า มีการบริหารจัดการเปลี่ยนของเสียให้เป็นพลังงาน (Waste to Energy)

         6. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 โดยมีความเห็นว่าควรเพิ่มเติมแผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติใน Gas Plan และ ควรวางแผนบริหารจัดการการใช้งานโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในส่วนของ LNG Terminal ที่มีปริมาณค่อนข้างสูงเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด ส่วนการรับฟังความเห็น เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สรุปได้ดังนี้ คือ (1) LNG Terminal มีค่อนข้างสูงกว่าความต้องการ โดยเฉพาะโครงการมาบตาพุดระยะ 3 ควรคำนึงถึงการใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด และขอให้ทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] โดยอาจมีทางเลือกอื่น เช่น การสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ซึ่งมีค่าใช้จ่ายในการลงทุนต่ำกว่า (2) ควรคำนึงถึงปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่มีศักยภาพสามารถเพิ่มระดับการผลิตได้อีก 200 – 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ (3) ควรมีการกำกับดูแลเกี่ยวกับการนำก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยไปใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด และนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ซึ่งได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าภายในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และจากปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กสูงเกินกว่าค่ามาตรฐานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑลตั้งแต่ช่วงปลายปี 2561 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2562 ให้การแก้ไขปัญหามลภาวะด้านฝุ่นละอองเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ เรื่อง การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง โดยมีมาตรการด้านพลังงานที่เกี่ยวข้องคือ การใช้มาตรการจูงใจเพื่อสนับสนุนส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่จะต้องมีแนวทางการดำเนินการภายในปี 2562 - 2564 โดยในส่วนของกระทรวงพลังงานจะมีการกำหนดกรอบแนวทางการสนับสนุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า การทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมเปลี่ยนผ่านไปสู่การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า

         2. ข้อมูลการจดทะเบียนยานยนต์ไฟฟ้าของกรมการขนส่งทางบก ปี 2562 พบว่าการจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าในช่วง 5 ปี ที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นจาก 9,585 คัน ในปี 2557 เป็น 20,484 คันในปี 2561 และเพิ่มเป็นจำนวน 32,127 คัน ในปี 2562 โดยในจำนวนนี้รวมยานยนต์ไฟฟ้าที่เป็นรถจักรยานยนต์ส่วนบุคคล รถยนต์นั่งส่วนบุคคลไม่เกิน 7 คน และรถโดยสาร ทั้งนี้ ในการจดทะเบียนของกรมการขนส่งทางบกได้รวมรถไฟฟ้าประเภทไฮบริด (PHEV) และรถยนต์ไฮบริดทั่วไป (HEV) จึงทำให้ไม่สามารถอ้างอิงจำนวนรถ PHEV จากข้อมูลการจดทะเบียนได้ (เฉพาะรถประเภท PHEV และ BEV เท่านั้นที่สามารถอัดประจุไฟฟ้าจากโครงข่ายไฟฟ้าได้) จากข้อมูลของสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (EVAT) ปัจจุบันมีจำนวนสถานีอัดประจุไฟฟ้าที่เป็นการดำเนินงานของทั้งภาครัฐและเอกชนรวมกัน จำนวน 520 แห่งทั่วประเทศ มีจำนวนหัวจ่ายรวม 805 หัวจ่าย แยกเป็นประเภทหัวจ่ายแบบธรรมดา (Normal Charge) จำนวน 736 หัวจ่าย และหัวจ่ายแบบเร่งด่วน (Quick Charge) จำนวน 69 หัวจ่าย การกระจายตัวของสถานีอัดประจุไฟฟ้าพบว่ายังคงกระจุกตัวอยู่ในบริเวณพื้นที่ภาคกลาง โดยเฉพาะกรุงเทพมหานคร และอยู่ในพื้นที่ชุมชนเมืองเป็นส่วนใหญ่ ยังขาดการกระจายตัวในถนนสายหลักระหว่างเมืองที่ต้องรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น ตลอดจนผู้ใช้ยานยนต์ที่มาพักผ่อนเพื่อเดินทางต่อไปยังจุดหมายปลายทางอื่น

         3. แนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า ประกอบด้วย

            3.1 วัตถุประสงค์ (1) เพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม/เพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงาน/ลดการพึ่งพาน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ/เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน (2) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่อย่างทั่วถึง อันเป็นการอำนวยความสะดวกแก่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (3) เพื่อสร้างแรงกระตุ้นให้ผู้บริโภคหันมาใช้ยานยนต์ไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น (4) เพื่อสร้างการมีส่วนร่วมกับภาคธุรกิจการให้บริการ อาทิ โรงแรม ห้างสรรพสินค้า อาคารธุรกิจอื่นๆ ในการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า

           3.2 กรอบแนวทางการดำเนินงาน (1) พื้นที่เป้าหมาย ได้แก่ พื้นที่ชุมชน ส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าทั้งในสถานีบริการน้ำมันห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน โดยเฉพาะในพื้นที่ของสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งมีการลงทุนพัฒนาสิ่งอำนวยความสะดวกอยู่แล้ว การติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าบนถนนสายหลักระหว่างเมืองเพื่อรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้นหรือรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น (2) ประเภทของสถานีอัดประจุ แบ่งเป็น สถานีอัดประจุไฟฟ้ากระแสตรงแบบเร่งด่วน (Quick Charge) ในเขตชุมชนเมืองชั้นในระหว่างเส้นทางหลวงสายหลักของประเทศไทย และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบปกติ (Normal Charge) ในห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน ที่มีศักยภาพและความพร้อม (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในการสนับสนุนการลงทุนเพื่อติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า (4) ขั้นตอนการดำเนินงาน โดยจัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์และแนวทางในการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิ์ขอรับการสนับสนุน โดยแนวทางในการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ เช่น ความหนาแน่นของประชากร ความหนาแน่นของการจราจร/การเดินทาง ระยะทางระหว่างกริดแรงดันไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ (Land use) จากนั้นดำเนินการประกาศรับสมัครหน่วยงานภาครัฐและเอกชน ที่มีคุณสมบัติตามหลักเกณฑ์ แนวทางฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนเงินลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า และเริ่มดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดในแผนงาน (5) วิธีการดำเนินงาน มอบสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นหน่วยงานหลักในการบริหารงานส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า โดยจัดทำข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เพื่อดำเนินการกำหนดพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) ให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าโดยให้มีระยะห่างของแต่ละ สถานีภายในรัศมีไม่เกิน 50 - 70 กิโลเมตร และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลความปลอดภัยของการติดตั้งสถานอัดประจุไฟฟ้าในสถานีบริการน้ำมัน และพื้นที่อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้เกิดการดำเนินงานอย่างพร้อมเพรียงและเป็นไปในทิศทางเดียวกัน นอกจากนี้มอบสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณากำหนดแนวทางในการจัดสรรเงินสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งมอบการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ./กฟภ./กฟน.) พิจารณาเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับและเชื่อมต่อกับสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต

         4. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามวิธีการดำเนินงาน และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 8 การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

         2.การดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีดังนี้ (1) การศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ศึกษาต้นทุนค่าไฟฟ้า เทียบกับต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของระบบขนส่งสาธารณะทางราง พบว่าเป็นสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 4 นอกจากนั้นพบว่า ค่าไฟฟ้าของระบบขนส่งสาธารณะทางรางอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (2) การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยอ้างอิงกรณีศึกษาจากต่างประเทศ ซึ่งพบว่ามีมาตรการจูงใจทางด้านภาษี (Tax Incentive) ในการนำเข้ารถยนต์ และอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าที่ไม่มีการคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เพื่อเป็นการส่งเสริมอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า

         3.เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีฯ เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป โดยมีข้อเสนอ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) ซึ่งมีอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak เท่ากับ 5.7982 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ กำหนดขนาดกำลังติดตั้งของสถานีอัดประจุไฟฟ้าสูงสุดต้องไม่เกินขนาดหม้อแปลง 250 kVA (2) อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า ตามแนวทางที่ 2 โดยให้ใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

     1. รับทราบรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ และศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

     2. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือ เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยอัตราดังกล่าวต้องใช้กับเงื่อนไขการบริหารจัดการแบบ Low Priority หรือการใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ และใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่

เรื่องที่ 9 โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)

สรุปสาระสำคัญ

         1. คณะกรรมการแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้เสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปด้านพลังงานไฟฟ้า ในประเด็นที่ 5 เรื่องการส่งเสริมกิจการไฟฟ้าเพื่อเพิ่มการแข่งขัน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จึงดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการ ด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) เพื่อพัฒนาและทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่ที่กำกับดูแลเป็นการเฉพาะ โดยอาจ ผ่อนปรนหลักเกณฑ์การกำกับดูแลบางประการที่มีอยู่เดิมตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 จนกว่าจะพร้อมเข้าสู่ขั้นตอนเพื่อใช้งานในวงกว้าง โดยประโยชน์จากการดำเนินโครงการฯ (1) การพัฒนารูปแบบธุรกิจการให้บริการทางด้านพลังงานแบบใหม่ ที่จะนำไปสู่การเพิ่มทางเลือกและช่องทางการเข้าถึงบริการด้านพลังงาน ช่วยลดมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าในอนาคต (2) ได้ข้อมูลการซื้อขายไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นภายในโครงการ ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อการกำหนดหลักเกณฑ์และวิเคราะห์การกำหนดค่าธรรมเนียมการใช้โครงข่ายของบุคคลที่สาม (Third Party Access and Wheeling Charge) การคิดค่า Backup หรือ การกำหนด Ancillary Service ที่เหมาะสม (3) ได้ข้อมูลผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าจากการให้บริการพลังงานรูปแบบใหม่ ทั้งนี้ ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการฯ เป็นหน่วยงานของรัฐหรือ นิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย หรือสถาบันการศึกษา ที่ประสงค์จะเสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นนวัตกรรมทางด้านพลังงานที่ไม่เคยมีหรือไม่เหมือน กับที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย หรือนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้เพิ่มประสิทธิภาพ และต้องการนำนวัตกรรมนี้ มาเสนอ ให้ใช้ในวงกว้างหลังผ่านการทดสอบใน ERC Sandbox แล้ว

         2.กิจกรรมและนวัตกรรมที่ดำเนินการทดสอบภายใต้โครงการฯ ประกอบด้วย (1) Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading โดย Peer-to-Peer Energy Trading คือ นวัตกรรมการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิต (Producer) และผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) มีการกำหนดราคาและปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อขายชัดเจน และมีกำหนดการส่งมอบพลังงานไฟฟ้าที่ชัดเจนล่วงหน้า (2) Micro grid คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่เล็ก ๆ แบบครบวงจรประกอบด้วยระบบผลิตพลังงาน ระบบกักเก็บพลังงาน และระบบบริหารจัดการพลังงาน (3) Battery Storage คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า โดยการอัดประจุไฟฟ้า กักเก็บใน Energy Storage และจ่ายประจุไฟฟ้าเพื่อใช้ในงานในช่วงเวลาอื่นที่ต้องการ (4) โครงสร้างอัตราค่าบริการใหม่ คือ นวัตกรรมการเสนออัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ที่ยังไม่มีในปัจจุบัน หรือการศึกษาเพื่อเสนอให้มีการทบทวนอัตราที่มีอยู่เดิมให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น (5) รูปแบบธุรกิจใหม่ คือ นวัตกรรมการศึกษารูปธุรกิจใหม่ ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงาน (6) ก๊าซธรรมชาติ คือ นวัตกรรมรูปแบบธุรกิจการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแบบใหม่ (7) นวัตกรรมด้านพลังงานอื่นๆ โดยมีประเด็นข้อจำกัดในการดำเนินโครงการฯ ทั้งนี้ พบว่าการดำเนินการของกลุ่ม (peer to peer) ขัดกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าปัจจุบันในรูปแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขอผ่อนปรนในประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามกลุ่มประเภทกิจกรรม ดังนี้ Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading, Microgrid และ รูปแบบธุรกิจใหม่

         3.คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เห็นควรเสนอ กพช. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงาน กกพ.และขอความเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่ กกพ. กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาในเรื่องดังกล่าวข้างต้น และได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามที่ กกพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

     1. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

     2. เห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่าย ของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า

เรื่องที่ 10 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

         1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้พิจารณาและได้มีมติเห็นชอบแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 รวมทั้งเห็นชอบประกาศ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

         2.แผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) วิสัยทัศน์ (Vision) เป็นกองทุนที่รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีประสิทธิภาพ และธรรมาภิบาล (2) พันธกิจ (Mission) มี 5 พันธกิจสำคัญ ประกอบด้วย รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและป้องกันแก้ไขภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง บริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ อย่างมีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ ติดตามและประเมินผลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการระบบสารสนเทศของกองทุนน้ำมันฯอย่างมีประสิทธิภาพ และเผยแพร่ข้อมูลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต่อสาธารณะ ส่วนแผนยุทธศาสตร์ มุ่งเน้นไปที่ 3 ยุทธศาสตร์ที่สำคัญ คือ (1) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และ (3) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล

         3.ยุทธศาสตร์ที่ 1 การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยสรุปสาระสำคัญของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ได้ดังนี้

            3.1แนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดำเนินการโดยจัดทำฐานะกองทุนน้ำมันฯ ให้แยกบัญชีตามกลุ่มน้ำมันเชื้อเพลิง มีกรอบความต่างของราคา (Band Width) ระหว่างราคาเชื้อเพลิงหลักของกลุ่มน้ำมันดีเซล และกลุ่มน้ำมันเบนซิน ในกรณีเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงเท่ากับความต่างของราคาในสถานการณ์ปกติ หากเกิดวิกฤตฯ ที่คาดว่าจะยาวนาน ให้พิจารณาอุดหนุนราคาน้ำมันดีเซลชนิดเดียว การชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ในช่วงระยะเวลาสั้นๆ เก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในช่วงที่ราคาลง เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่อง และทบทวนแนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันฯ อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง

           3.2หลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ (1) เป็นไปตามมาตรา 5 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ (2) กำหนดนิยามคำว่าวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็ว หรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ในประเทศ สามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดเป็น 3 สถานการณ์ ได้แก่ สถานการณ์ที่ 1 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับขึ้นเกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซลคือมากกว่า 30 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวคือ ต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติสูงกว่าราคานำเข้า หรือราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงเกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท สถานการณ์ที่ 2 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับตัวสูงขึ้นมากอย่างรุนแรง สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซล คือราคาซื้อขายน้ำมันดิบตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และส่งผลให้ราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว คือราคาตลาดโลกเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือราคาขายปลีกในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม และสถานการณ์ที่ 3 สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน (3) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชย ได้แก่ เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ เป็นมาตรการระยะสั้นและสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกลตลาดเสรีคำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies) (4) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้จำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาทแล้ว ต้องไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และให้จ่ายได้เพื่อการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานหรือบริหารกองทุนน้ำมันฯ และกิจการอื่นที่เกี่ยวกับการจัดการกิจการของกองทุนน้ำมันฯ (5) เมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางดังนี้ กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก ให้ใช้อุดหนุนเท่ากับอัตราที่จะทำให้ราคาขายปลีกไม่เกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก และคาดว่าอีก 1 เดือนจะติดลบ ใช้เงินอุดหนุนเท่ากับอัตราที่ไม่ให้เกิดวิกฤติฯ และเริ่มหารือกับกรมสรรพสามิตในการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงใดเริ่มติดลบ ให้ยืมเงินจากบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น และหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต กรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ใกล้ติดลบ หากราคายังอยู่ในระดับวิกฤติฯ จนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ ให้เริ่มกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับลดการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมาก และเริ่มกู้เงิน เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง และกรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้หยุดการชดเชย และ (6) กบน. จะอนุมัติการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อดำเนินการตามสถานการณ์วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด

         4.ยุทธศาสตร์ที่ 2 การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ โดย สกนช. ได้จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

           4.1 หลักเกณฑ์การดำเนินการ ประกอบด้วย (1) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ เป็นไปตามมาตรา 55 และในกรณีที่มีความจำเป็นต้องจ่ายเงินชดเชยต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจขยายเวลาได้อีกไม่เกิน 2 ครั้ง ครั้งละไม่เกิน 2 ปี (2) น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ หมายถึง น้ำมันเบนซินที่มีการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลที่มีการผสมไบโอดีเซล B100 ในสัดส่วนต่างๆ (3) เมื่อไม่มีการจ่ายเงินชดเชยให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ สกนช. จะกำหนดอัตราเงินกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงตามนโยบายภาครัฐ โดยมีกรอบในการดำเนินงานคือ กำหนดอัตราเงินแต่ละชนิดให้เหมาะสม เป็นธรรม และไม่ควรใช้เพื่ออุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการแทรกแซงที่มีผลกระทบต่อกลไกตลาดเสรี คำนึงถึงภาวะความผันผวนของต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก และมาตรการส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพอื่นๆ ของภาครัฐในช่วงนั้นๆ และ (4) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และการกำหนดอัตราเงินกองทุนจะต้องทำให้กองทุนมีเงินเพียงพอใช้บริหารจัดการและไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท (รวมเงินกู้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) ตามมาตรา 26 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ

          4.2 วิธีการดำเนินงาน มีดังนี้ (1) กบน. จัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการเพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพภายในระยะเวลา 3 ปี นำเสนอ กพช. เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และมอบให้ กบน. จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ รายปี และสามารถปรับแผนระหว่างปีได้ (2) กบน. จะอนุมัติอัตราเงินกองทุนตามแผนการลดการจ่ายชดเชยฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด (3) สกนช. ออกประกาศกำหนดอัตราเงินกองทุน ตามมติ กบน. รวมทั้งติดตามการดำเนินการให้เป็นไปตามแผน

         4.3 มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 – 2565 ประกอบด้วย (1) กลุ่มน้ำมันเบนซิน ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และ E85 ลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสม และ (2) กลุ่มน้ำมันดีเซล ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B10 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสมให้เป็นน้ำมันมาตรฐานทดแทนฺน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 โดยมีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 เป็นทางเลือก ทั้งนี้ สกนช. ได้จัดทำร่างประกาศ กบน. เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีเห็นชอบ

         5.ยุทธศาสตร์ที่ 3 การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล โยใช้หลักการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ดี ประกอบด้วย หลักนิติธรรม หลักคุณธรรม หลักความโปร่งใส หลักการมีส่วนร่วม หลักความรับผิดชอบ และหลักความคุ้มค่า ทั้งนี้ มีการติดตามและประเมินผลการปฏิบัติงานตามแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ โดยใช้แนวคิดเรื่องการบริหารงานแบบมุ่งผลสัมฤทธิ์

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาตินำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 11 การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

         1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 4 กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กําหนดชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไมตองสงเงินเขากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกำหนดการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงโดยให้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 ได้มีประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 โดยได้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เหลือ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี ทั้งนี้ ไม่รวมถึงน้ำมันเบนซินที่จะนำไปผสมเอทานอลแปลงสภาพเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่จะนำไปผสมกับไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน เพื่อผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งประกาศ กพช. ดังกล่าวข้างต้น จะครบกำหนดในวันที่ 21 เมษายน 2563

         2. สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ได้ประมาณการกระแส เงินสดจากการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร เพื่อให้กองทุนฯ มีสภาพคล่อง 2 ปี ในปีงบประมาณ 2563 - 2564 พบว่าสถานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 จำนวน 24,072 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากผู้ผลิตและผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง รวม 2 ปี เป็นจำนวนเงิน 7,775 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากเงินเหลือจ่ายจากการปิด/ยกเลิกโครงการ และรายรับอื่น เช่น ดอกเบี้ยเงินฝากธนาคารและค่าปรับ รวม 2 ปี จำนวนเงิน 3,140 ล้านบาท ดังนั้น ประมาณการรายรับภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 34,987 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายตามกรอบบวงเงินที่อนุมัติให้จัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และรายจ่ายผูกพันก่อนปีงบประมาณ 2563 จำนวน 10,191 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 30,191 ล้านบาท ดังนั้น สรุปได้ว่าการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 ปี สถานะการเงินของกองทุนฯ มีสภาพคล่องเพียงพอกับกรอบวงเงินจัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท

         3. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้เสนอการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราคงเดิมที่ 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน และเห็นชอบร่างประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 (2) มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ นำเสนอ กพช. ต่อไป

มติของที่ประชุม

     1.เห็นชอบกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ที่อัตราคงเดิม 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน โดยพิจารณาระดับฐานะการเงินที่ไม่กระทบภารกิจของกองทุนฯ ในการสนับสนุนการดำเนินโครงการเพื่อขับเคลื่อนนโยบายพลังงาน

     2.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป

เรื่องที่ 12 ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการตามกรอบนโยบายฯ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์และสนับสนุนโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และควรคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุด ที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศ และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ นอกจากนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา และเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

         2. จากการดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าวและการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนต่อหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการ Quick win) พบว่ามีอุปสรรคในทางปฏิบัติไม่สามารถดำเนินการได้ ซึ่งเห็นควรปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ดังนี้ (1) ประเด็นที่ 1 โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม ขอแก้ไขเป็นโรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ โดยมีเหตุผลคือ เนื่องจากประชาชนซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย การผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชน เพื่อใช้เองในชุมชน (แตกต่างจากการติดตั้งโซล่าร์บนหลังคา) จึงยังไม่สามารถนำมาปฏิบัติได้จริงในเวลานี้ โรงไฟฟ้าชุมชนที่จะมีความคุ้มค่าในการก่อสร้างจะมีขนาดระดับเมกะวัตต์ ไม่สามารถนำไฟฟ้ามาใช้เฉพาะในชุมชนได้ ควรจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าและการไฟฟ้านำไปจำหน่ายให้ผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป (2) ประเด็นที่ 2 โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ในพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ขอแก้ไขเป็น โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน ซึ่งจะจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ เหตุผลคือ กองทุนหมู่บ้านมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นแหล่งเงินทุนหมุนเวียน สำหรับการลงทุนช่วยพัฒนาอาชีพของประชาชน สร้างงาน สร้างรายได้ หรือ เพิ่มรายได้ต่อตนเองและครอบครัว ซึ่งไม่ตรงกับจุดประสงค์ของโรงไฟฟ้าชุมชนที่ต้องการจะนำเงินส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าไปเพื่อใช้จ่ายด้านพลังงานให้กับชุมชนและใช้ขับเคลื่อนเศรษฐกิจฐานราก และ (3) ประเด็นที่ 3 โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ขอแก้ไขเป็น โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ทั้งนี้ต้องอยู่ภายในระยะเวลา 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เหตุผลคือ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ทำให้การนำเข้าเครื่องจักรและอุปกรณ์จากต่างประเทศเกิดการเลื่อนการส่งของออกไป ซึ่งจะส่งผลให้โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนจะไม่สามารถแล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในปี 2563 จึงเห็นควรปรับปรุงกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยขยายระยะเวลาออกไป

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบให้ปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 และวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ดังนี้

     1.โรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ

     2.โรงไฟฟ้าชุมชน ให้มีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับ “กองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน” ซึ่งจะมีการจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ โดยให้นำเสนอให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบ

     3.โครงการ Quick win ให้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในปี 2563 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 149)
วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล

1. รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

2. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

3. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

4. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย ระยะที่ 2 (Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) Phase 2)

5. การเพิ่มจุดเชื่อมโยงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจลาว

6. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563

7. การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

8. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

9. การแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน

10. แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2567

11. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

12. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน

2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2561 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับกิจการพลังงานเป็นเลิศ ยกระดับการปรับโครงสร้างอัตราค่าบริการในกิจการไฟฟ้า ออกประกาศหลักเกณฑ์โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า พ.ศ. 2561-2563 ศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษตามนโยบายรัฐ กำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามโครงสร้างที่ได้รับความเห็นชอบแล้ว วิเคราะห์และกำกับอัตราค่าบริการภายใต้ TPA ปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าบริการที่สอดคล้องกับโครงสร้างการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติ พัฒนาศูนย์วิเคราะห์และพยากรณ์ข้อมูลพลังงานไฟฟ้า ระยะที่ 1 และข้อมูลเพื่อประกอบ การกำกับกิจการพลังงานตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด พ.ศ. 2558-2579 ยกระดับการกำกับศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) เพื่อรองรับส่วนของก๊าซธรรมชาติในอนาคต ส่งเสริมมาตรการลดการใช้ไฟฟ้าเพื่อช่วยลดการลงทุนรองรับระบบในช่วง Peak (2) งานส่งเสริมการแข่งขันและก้าวทันนวัตกรรมพลังงาน ศึกษารูปแบบการดำเนินธุรกิจหลากหลายของการประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับการขยายตัวของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และศึกษารูปแบบธุรกิจและโครงสร้างการกำกับกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อ ปรับปรุงหลักเกณฑ์การอนุญาตที่เกี่ยวข้องต่างๆ พัฒนาระบบบูรณาการกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าและปรับกระบวนการทำงานเพื่อความสอดคล้องต่อเนื่อง (3) งานสื่อสารงานกำกับกิจการพลังงานให้เข้าถึง ยกระดับการคุ้มครองสิทธิประโยชน์ กำกับติดตามประเมินผลมาตรฐานคุณภาพบริการและมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย ทบทวนการออกประกาศมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้า (รายใหญ่) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า พัฒนาระบบจัดการข้อร้องเรียนครบวงจร (e-petition) กำหนดปฏิรูปการกำกับดำเนินงานกองทุนฯ พัฒนาทรัพยากรบุคคลและแผนพัฒนากองทุนฯ ปรับปรุงระเบียบประกาศหลักเกณฑ์คู่มือแนวทางกองทุนฯ (4) ด้านองค์กรสมรรถนะสูง เป็นมืออาชีพ ยกระดับการพัฒนาทรัพยากรบุคคล โดยพัฒนากำลังคนเพื่อขับเคลื่อนยุทธศาสตร์สำนักงานสอดคล้องกับแนวนโยบาย Energy 4.0 และเตรียมผู้นำในอนาคต ปรับปรุงระบบบริหารทรัพยากร ดูแลระบบสารสนเทศให้พร้อมใช้งาน สร้าง Smart Office พัฒนาระบบ MIS เพื่อใช้วิเคราะห์และตัดสินใจ และสนับสนุนการทำงานพัฒนาระบบจัดการเอกสารและข้อมูลองค์กร ดูแลระบบคลังข้อมูล เพื่อสนับสนุนการจัดเก็บข้อมูลแบบบูรณาการ

3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปี งบประมาณ 2561 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 24,994,721,118.53 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,802,886,507.31 บาท มีรายได้จากการดำเนินงาน 950,234,985.75 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 593,755,421.66 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 356,479,564.09 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 60,959,903.39 บาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ ไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจเป็นโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ เน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด มีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าโดยรวม การใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ มาสนับสนุนโครงการให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ การนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิง การกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส เป็นธรรม คำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดต่อชุมชนและประเทศ ทั้งนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า เพื่อนำเสนอคณะอนุกรรมฯ พิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. ต่อไป

2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 พพ. และ กกพ. ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เสนอ กบง. ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป และให้นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา นอกจากนี้ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อทำหน้าที่คัดเลือกโครงการที่จะเข้าร่วมโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ในโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับ VSPP แบ่งเป็น 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสาน (Hybrid) ระหว่างชีวมวล และ/หรือก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และ/หรือก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ได้ ทั้งนี้ ให้ติดตั้งมิเตอร์วัดพลังงานไฟฟ้าแยกแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และแยกราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นสัญญารับซื้อไฟฟ้าสัญญา Non-Firm สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมด้วยได้ และห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้ายกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น โดยในปี 2563 จะเปิดรับซื้อไฟฟ้าปริมาณรวม 700 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) แบ่งเป็น 2 โครงการ คือ (1) โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ซึ่งเปิดโอกาสให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างแล้วเสร็จหรือใกล้จะแล้วเสร็จเข้าร่วมโครงการ และ (2) โครงการทั่วไป เปิดโอกาสให้ผู้มีความประสงค์เข้าร่วมโครงการเป็นการทั่วไป และให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 เป็นต้นไป กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ โดยปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศรับซื้อกำหนด และไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ส่วนวิธีการคัดเลือกโครงการ จะดำเนินการโดยคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ที่จัดตั้งภายใต้ กพช. โดยคณะกรรมการฯ จะพิจารณาตามหลักเกณฑ์เงื่อนไขที่กำหนด และคัดเลือกเรียงตามลำดับจากโครงการที่เสนอให้ผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนสูงสุดไปสู่ผลประโยชน์ต่ำสุด ทั้งนี้ จะพิจารณารับซื้อจากโครงการ Quick win ก่อนเป็นลำดับแรก แล้วจึงจะพิจารณารับซื้อจากโครงการทั่วไป

4. รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) มีรูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 กลุ่ม คือ กลุ่มผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชนอาจร่วมกับองค์กรของรัฐ) สัดส่วนประมาณร้อยละ 60 - 90 และกลุ่มวิสาหกิจชุมชน (มีสมาชิกไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน) สัดส่วนประมาณร้อยละ 10 - 40 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 และเปิดโอกาสให้ซื้อหุ้นเพิ่มได้อีก รวมแล้วไม่เกินร้อยละ 40 (2) มีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ใน “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้าชุมชนนั้น ๆ และต้องกำหนดเงื่อนไขการจัดสรรรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อการใช้ประโยชน์ด้านพลังงานให้กับชุมชน โดยอัตราส่วนแบ่งรายได้ไม่ต่ำกว่า 25 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และไม่ต่ำกว่า 50 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามา (3) “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้านั้น ๆ ครอบคลุมหมู่บ้านโดยรอบโรงไฟฟ้าที่อยู่ในรัศมีจากศูนย์กลางโรงไฟฟ้า แบ่งเป็นระยะทาง 5 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ระยะทาง 3 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี แต่ไม่เกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี และระยะทาง 1 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าไม่เกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ในกรณีที่มีการทับซ้อนกันของเขตพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ใกล้กันอาจรวมพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เข้าด้วยกันก็ได้ ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงประโยชน์ต่อการพัฒนา “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เป็นสำคัญ และชุมชนยังคงได้รับผลประโยชน์ตามระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปกติ และ (4) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง โดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธะสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อเชื้อเพลิง ระยะเวลาการรับซื้อเชื้อเพลิง คุณสมบัติของเชื้อเพลิงและราคารับซื้อเชื้อเพลิงไว้ในสัญญาด้วย

5. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) เปิดโอกาสให้โครงการที่ได้ลงทุนก่อสร้างไปแล้ว (ก่อนปี 2560) แต่ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ ติดปัญหา Grid capacity แต่ปัจจุบันสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้แล้ว ดังนั้น จึงควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) ตามสมมุติฐานทางการเงิน ณ ปีที่ลงทุนก่อสร้าง ซึ่งในปี 2560 กพช. ในคราวประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ดังนั้น จึงกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm (โดย ไม่มี FiT Premium สำหรับการขายไฟฟ้าในรูปแบบ Firm) ดังนี้

อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP)

สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามานั้น ใช้สมมุติฐานทางการเงิน ณ ปัจจุบัน (ต้นทุนค่าก่อสร้างประมาณ 25 - 27 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์) ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้า

6. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอให้ กพช. พิจารณาแต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีองค์ประกอบทั้งสิ้น 16 คน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีผู้แทน พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ มีหน้าที่และอำนาจในการบริหารและพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ติดตาม เร่งรัด และประเมินผลการดำเนินงานโครงการ

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560

2. เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา

4. เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป

เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลเช่นเดียวกับที่ได้แก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ ซึ่งคณะทำงานฯ ได้ประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล จำนวน 2 ครั้ง และเสนอ กบง. พิจารณาเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. ได้เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลตามที่คณะทำงานเสนอ โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ และให้นำเรื่องดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

2. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่าง ๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. เมื่อวันที่15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป

3. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ และ (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

4. เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2562 พพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือและสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือนร้อนของ SPP ชีวมวล ได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi - Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป ส่วนโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้ อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล สัญญา Firm และ Non-Firm ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม โดย SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 และ SPP ที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้ง Firm และ Non-Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแบบ Firm (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญารูปแบบ FiT แล้ว จะไม่มีการต่ออายุสัญญาอีก (5) โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป (6) ให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง

5. พพ. ได้ขอให้ กฟผ. ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ SPP ชีวมวล ให้สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา FiT ภายใต้สมมติฐานแผน PDP 2015 ซึ่ง กฟผ. ได้ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าว โดยแบ่งเป็น 3 กรณี คือ (1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) จำนวน 18 ราย (2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non-Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 จำนวน 18 ราย (3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สัญญา Firm จำนวน 1 ราย และ Non-Firm จำนวน 5 ราย) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm และได้นำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งนี้

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

2. เห็นชอบตารางการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา Feed-in Tariff (FiT) ตามที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เสนอ

3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลไปเป็น FiT ได้

เรื่องที่ 4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย ระยะที่ 2 (Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) Phase 2)

สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการ Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) เป็นการขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไปยังประเทศมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของประเทศไทย ภายใต้สัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ คู่สัญญามี 3 ฝ่าย ประกอบด้วย (1) สปป. ลาว โดยรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) (2) ประเทศไทย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ (3) ประเทศมาเลเซีย โดยการไฟฟ้ามาเลเซีย (TNB) เริ่มกำหนดซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) วันที่ 1 มกราคม 2561 โดยสัญญาจะสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2562 และในการประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษและการประชุมอื่นที่เกี่ยวข้องระหว่างวันที่ 21 -23 มกราคม 2562 สปป. ลาว ได้เสนอที่ประชุมถึงความพร้อมในการเพิ่มปริมาณขายไฟฟ้าจาก 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Firm โดยทั้งสามฝ่ายเห็นชอบให้มีการต่ออายุสัญญา EPWA เพิ่มอีก 2 ปี ต่อมาในการประชุม ASEAN Ministers on Energy Meeting and Associated Meetings (AMEM) ครั้งที่ 37 ณ ประเทศไทย รัฐมนตรีของ สปป.ลาว ไทย และมาเลเซีย ได้แถลงการณ์ร่วมเรื่องโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 สรุปได้ดังนี้ (1) ขยายการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ (2) ขยายอายุสัญญาฯ ออกไปอีก 2 ปี (1 มกราคม 2563 – 31 ธันวาคม 2564) และ (3) จะมีการลงนามร่างแก้ไขสัญญา Supplementary Agreement to Energy Purchase and Wheeling Agreement ก่อนที่สัญญา EPWA จะหมดอายุลงในเดือนธันวาคม 2562 ทั้งนี้ มาเลเซียได้จัดทำร่างแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม แล้วเสร็จและส่งให้ไทยและ สปป.ลาว เพื่อพิจารณาเมื่อวันที่1 สิงหาคม 2562 โดยร่างสัญญาผ่านความเห็นชอบจากอัยการสูงสุด เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2562

2. การซื้อขายไฟฟ้าสัญญา EPWA โครงการ LTM–PIP ระยะที่ 1 แบ่งเป็นปี 2561 และปี 2562 (มกราคมถึงตุลาคม 2562) มีค่า Wheeling Charge 4.62 และ 3.73 ล้านบาท มูลค่าจากราคาเทียบเคียงที่ใช้คำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) 28.05 และ 24.13 ล้านบาท และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT 7%) คิดเป็น 1.96 และ 1.69 ล้านบาทม ตามลำดับ ซึ่งเมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2562 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบหลักการสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM–PIP ระยะที่ 2 (ปี 2563 – 2564) ซึ่งแตกต่างจากหลักการของโครงการ LTM ระยะที่ 1 เฉพาะที่สำคัญได้แก่ รูปแบบสัญญาระยะที่ 1 เป็น Non-Firm ระยะที่ 2 เป็น Firm อัตรา Wheeling Charge ระยะที่ 1 ปริมาณไฟฟ้า 100 ล้านหน่วยแรกอยู่ที่อัตรา 0.862 US Cents ต่อหน่วย และมากกว่า 100 ล้านหน่วย อยู่ที่ 1.174 US Cents ต่อหน่วย ส่วนระยะที่ 2 อยู่ที่ 0.862 US Cents ต่อหน่วย สำหรับทุกหน่วยไฟฟ้า นอกจากนี้ยังได้พิจารณาเรื่องโครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP รวมถึงปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น

3. โครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP มีรายละเอียดดังนี้ (1) ปัจจุบัน กฟผ. ต้องชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 สำหรับพลังงานไฟฟ้าโครงการ LTM-PIP ที่ซื้อจาก สปป.ลาว โดย กฟผ. ไม่สามารถเรียกคืนภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 จากการส่งพลังงานไปยังมาเลเซียได้ (VAT 0%) ทั้งนี้ กฟผ. จะสามารถเรียกคืนภาษีฯ ได้ ในกรณีที่ กฟผ. นำเข้าไฟฟ้าเพื่อขายส่งในประเทศ และกรมศุลกากร ได้เชิญ กฟผ. เข้าพบเพื่อชี้แจงเงื่อนไขในการยื่นใบขนสินค้าและการเสียอากรสำหรับพลังงานไฟฟ้าที่นำเข้าตามสัญญา EPWA โดยกรมศุลกากรยังคงตีความว่าการส่งผ่านพลังงานของโครงการ LTM-PIP ให้ใช้วิธีปฏิบัติพิธีศุลกากรในฐานะ ผู้นำเข้า-ส่งออกพลังงานไปก่อน โดยใช้ราคาเทียบเคียงเป็นราคาสูงสุดที่ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าตามสัญญา ฟฟล. ฉบับปัจจุบัน อีกทั้ง กรมศุลกากรจะเร่งจัดทำหนังสือตอบ กฟผ. โดยเร็ว เพื่อให้ กฟผ. สามารถใช้อ้างอิงในการประสานกับกรมสรรพากรต่อไป และ (2) เนื่องจากประเทศไทยยังไม่มีกฎหมายและระเบียบพิธีการศุลกากรมารองรับการปฏิบัติพิธีการศุลกากรผ่านแดนสำหรับพลังงานไฟฟ้า โดยในระหว่างนี้ กฟผ. ได้ปฏิบัติพิธีศุลกากรโดยดำเนินการชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) สำหรับการขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา EPWA ในฐานะผู้นำเข้า-ส่งออก พลังงานไฟฟ้าไปเป็นเงินรวม 3.65 ล้านบาท ในขณะที่มีรายได้จากค่า Wheeling Charge 8.35 ล้านบาท (ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2562) โดยกรมสรรพากร ได้ให้ความเห็นในเบื้องต้นว่าการที่ กฟผ. ต้องเป็นผู้ปฏิบัติพิธีการศุลกากรเพื่อนำเข้าไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่มที่กรมศุลกากร กฟผ. อาจจะไม่สามารถขอคืนภาษีซื้อจากการนำเข้าได้ เนื่องด้วยตามสัญญา EPWA กฟผ. ไม่ได้เป็นผู้ซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และค่า Wheeling Charge ที่ กฟผ. จะต้องเรียกเก็บจาก สปป.ลาว อาจจะไม่เข้าลักษณะเป็นการให้บริการขนส่งในราชอาณาจักร ที่จะได้รับยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่ม

4. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่า การซื้อขายไฟฟ้า LTM-PIP ระยะที่ 2 เป็นการรองรับการพัฒนาโครงข่ายระบบไฟฟ้าให้เชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) และส่งเสริมให้เกิดการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าประเทศสมาชิกอาเซียนตามแผนของ ASEAN Power Grid (APG) และเป็นการปูทางไปสู่การเป็นศูนย์กลางการซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 โดยให้ กฟผ. ลงนามสัญญาดังกล่าว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก นอกจากนี้ โครงการ LTM-PIP กฟผ. เป็นเพียงผู้ส่งผ่านพลังงานไฟฟ้า ไม่ได้เป็นผู้ซื้อหรือผู้ขาย ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรเสนอให้กระทรวงการคลังพิจารณาแนวทางหรือมาตรการในการยกเว้นภาษีสำหรับโครงการดังกล่าวรวมถึงโครงการอื่นๆ ที่จะต้องรองรับการเชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) ในอนาคต ให้กับ กฟผ. เพื่อเป็นการสนับสนุนการดำเนินการรองรับการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าดังกล่าว

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม Energy Purchase and Wheeling Agreement (EPWA) สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะ 2 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ทันที เพื่อให้สัญญา EPWA มีความต่อเนื่อง ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก

2. มอบหมายให้ กระทรวงการคลัง พิจารณาในประเด็นการขอยกเว้นภาษีศุลกากรและภาษีมูลค่าเพิ่ม สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2

เรื่องที่ 5 การเพิ่มจุดเชื่อมโยงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจลาว

สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้าและหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ (สัญญาฯ) และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ที่ผ่านการพิจารณาของอัยการสูงสุด โดยให้มีผลบังคับใช้นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามสัญญาฯ และเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 กฟผ. และ ฟฟล. ได้ลงนามสัญญาดังกล่าว โดยภายใต้สัญญาฯ ทั้ง 2 สัญญา ได้กำหนดจุดเชื่อมโยงเพื่อรับส่งพลังงานไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีจุดเชื่อมโยง 4 จุด ได้แก่ หนองคาย - เวียงจันทน์ บึงกาฬ - ปากซัน นครพนม- ท่าแขก และ มุกดาหาร - ปากบ่อ และ (2) โครงการเขื่อนเซเสด มีจุดเชื่อมโยง 1 จุด คือ สิรินธร - บังเยาะ ต่อมา กฟผ. และ ฟฟล. ได้ทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) เรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ - ปากลาย (ซึ่งยังไม่ได้กำหนดไว้ในสัญญา) และเพื่อให้สามารถรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้เพิ่มขึ้น จึงได้เสนอให้มีการพิจารณาเพิ่มจุดเชื่อมโยงในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบัน การก่อสร้างระบบส่งและสถานีไฟฟ้าโครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ – ปากลาย ประเทศไทยใช้งบประมาณก่อสร้างรวม 135 ล้านบาท ประกอบด้วย ค่าก่อสร้างสถานีไฟฟ้าท่าลี่ 97.5 ล้านบาท และค่าก่อสร้างสายส่ง 37.5 ล้านบาท และสายส่ง 115 kV ณ จุด ปากลายดำเนินการเสร็จเรียบร้อยแล้ว ในขณะที่สายส่ง 115 kV ณ จุดท่าลี่ คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2563

2. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีกำลังการผลิต 290 เมกะวัตต์ และสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด มีกำลังการผลิต 209 เมกะวัตต์ โดยทั้งสองสัญญามีจุดเชื่อมโยงรวมทั้งหมด 5 จุดสามารถส่งไฟฟ้าได้ 500 เมกะวัตต์ ซึ่งแต่ละจุดเชื่อมโยง กฟผ. - ฟฟล. มีความสามารถสายส่งทั้ง 2 สัญญา เท่ากับ 1,190 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สายส่ง กฟผ. มีความสามารถรองรับไฟฟ้าได้ประมาณ 1,200 เมกะวัตต์ แต่หาก ฟฟล. ส่งไฟฟ้าเกิน 500 เมกะวัตต์ จะทำให้เกิดการแกว่ง (Oscillation) ในระบบได้ ดังนั้น การซื้อไฟฟ้าจาก ฟฟล. จึงจำกัดอยู่ที่ 500 เมกะวัตต์ แต่หากเพิ่มจุดเชื่อมโยง ท่าลี่ – ปากลาย อีกหนึ่งจุด จะสามารถส่งไฟฟ้าได้เพิ่มอีก 100 เมกะวัตต์ ทำให้ศักยภาพระบบส่งมากกว่ากำลังผลิตที่ระบุในสัญญา ทั้งนี้ ในกรณีเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าจุดใหม่ จะทำให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาเดิมของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดได้

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบการเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้า 115 kV ท่าลี่-ปากลาย ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1

2. เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถพิจารณาการเพิ่มจุดซื้อขาย ไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสดได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ทั้งนี้ การเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะต้องไม่มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างราคา

เรื่องที่ 6 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 สำหรับปี 2558 - 2560 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ซึ่งต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 รับทราบมติ กพช. ดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2558 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 มีผลบังคับใช้ โดย กกพ. ได้จัดทำเป็นคู่มือการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558

2. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 - 2563 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการต่อไป โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าต้องเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม สะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ (2) อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะและผู้ใช้ไฟฟ้าที่เชื่อมโยงกับโครงข่ายระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก อย่างชัดเจนและโปร่งใส ตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้า จะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยให้ทบทวนหลักเกณฑ์การปรับปรุงประสิทธิภาพที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน หรือเพิ่มเติมมาตรการจูงใจต่อการไฟฟ้าในการปรับปรุงประสิทธิภาพ (5) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถบริหารจัดการทางการเงินได้โดยมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการอย่างต่อเนื่องและเหมาะสมในระยะยาว ให้อัตราผลตอบแทนทางการเงินอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) ที่สะท้อนต้นทุนเงินทุนโดยเฉลี่ยของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งเป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และ (6) กำหนดให้มีบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และมีการประเมินบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าหลังจากสิ้นปีบัญชีเป็นประจำทุกปี ทั้งนี้ นโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้านี้ สอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558-2560 โดยมีการเพิ่มนโยบายในข้อ 3 คือการแยกต้นทุนเป็นรายกิจการและระดับภูมิภาค เพื่อเป็นข้อมูลในการออกนโยบายและการกำกับดูแลต่อไป

3. กกพ. ได้กำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 ตามหลักการที่สำคัญที่ กพช. มอบหมายดังนี้ (1) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าให้สะท้อนต้นทุน กกพ. จะพิจารณาสินทรัพย์ภายใต้การกำกับดูแลให้ได้รับอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุน รวมทั้งกำกับค่าใช้จ่ายดำเนินงานให้มีประสิทธิภาพ นอกจากนี้ ได้ปรับอัตราค่าไฟฟ้าผันแปรตามสูตร Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อให้สะท้อนการเปลี่ยนแปลงของราคาเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (2) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าราคาเดียวกันในทุกภูมิภาค (Uniform Tariff) และดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อย สำหรับประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ชนบทห่างไกล การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จะชดเชยรายได้ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย กกพ. ได้ปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560 ศาลปกครองกลางมีคำพิพากษาเพิกถอนมติในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีไปให้กิจการขนาดกลาง ใหญ่ เฉพาะอย่าง และองค์กรไม่แสวงหากำไร กกพ. จึงมีมติให้ปรับอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราวตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2561 (3) ด้านการกำกับให้มีการแยกต้นทุนตามประเภทกิจการ กกพ. ได้ออกประกาศให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลบัญชีและการเงินของธุรกิจที่อยู่ภายใต้การกำกับกิจการพลังงานตามประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและเปิดเผยข้อมูล (4) ด้านการกำกับการลงทุนและค่าใช้จ่ายของการไฟฟ้า กกพ. ได้กำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ติดตามผลการลงทุน รวมทั้งกำหนดค่าปรับหากการไฟฟ้าทั้งสามไม่ลงทุนตามแผน และนำเงินดังกล่าวส่งคืนประชาชนผ่านอัตราค่าไฟฟ้า (5) ด้านการกำกับฐานะการเงินของการไฟฟ้า ได้กำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงินเพื่อให้ฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าเพียงพอต่อการดำเนินงานและการลงทุน และ (6) กกพ. เรียกคืนค่าไฟฟ้าจากการลงทุนของการไฟฟ้าทั้งสามที่ต่ำกว่าแผน (Claw Back) ปี 2559 – 2560 และฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าทั้งสาม ปี 2557-2560 ให้อยู่ในเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด รวมทั้งสิ้น 30,682.36 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ได้นำเงินดังกล่าวไปปรับลดค่าไฟฟ้าให้ประชาชนในปี 2562 ผ่านกลไกค่า Ft รวมเป็นเงิน 14,343 ล้านบาท ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าที่ใช้สำหรับปี 2561 - 2562 ยังคงเป็นไปตามกรอบที่ กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560

4. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2563 กกพ. ยังจะคงกำกับอัตราค่าไฟฟ้าตามให้เป็นไปตามหลักการที่ กพช. มอบไว้เมื่อปี 2558 เช่นเดียวกับที่ผ่านมาในปี 2561 - 2562 ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน เหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคมสะท้อนต้นทุนและเป็นไปตามสภาพทางเศรษฐกิจ โดยปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ทุกๆ 4 เดือน (2) อัตราค่าไฟฟ้าส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ซึ่งแบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าออกเป็น 8 ประเภท รวมทั้งดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยให้ได้ใช้ไฟฟ้าฟรีผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มาตรา 97(1) (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ โดยการไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลทางบัญชีเพื่อการกำกับดูแลและการเปิดเผยข้อมูล โดยแบ่งแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้ามีการกำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP และควบคุมค่าใช้จ่ายตามหลัก CPI-X (การไฟฟ้าทั้งสามมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการ โดยกำหนดความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่สามารถดำเนินกิจการและขยายการดำเนินงานในอนาคต ซึ่งกำหนดอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนไม่สูงกว่าค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ตามหลัก Rate of Return และ (6) มีกลไกการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดบทปรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน (Claw Back) และประเมินบทปรับหลังจากสิ้นปีบัญชีของทุกปี ทั้งนี้ กกพ. อยู่ระหว่างศึกษาอัตราค่าบริการเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Ancillary Service Charge) การศึกษาแยกต้นทุนรายกิจการและในระดับภูมิภาค และอยู่ระหว่างการทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP 2018) นโยบายการกำหนดโครงสร้างกิจการไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาการเปลี่ยนแปลงของเทคโนโลยีใหม่ๆ ที่จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต

5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2559–2563 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มเติมจากนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554–2558 ในส่วนของการส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค และการกำหนดให้มีแยกต้นทุนของแต่ละกิจการอย่างชัดเจนโปร่งใสตรวจสอบได้ โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง คือ การจัดให้มีกลไกชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าตามความเหมาะสมของฐานะการเงินของการไฟฟ้าและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีการทบทวนทุกปี (2) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก คือ ให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมการพัฒนาไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ สำหรับอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษและผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างประเทศที่เชื่อมโยงกับไทย รวมทั้งให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่ส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและการใช้ไฟฟ้ารวมถึงการจัดการในช่วงการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วง Peak และอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าของประเทศ ทั้งในส่วนค่าธรรมเนียมพิเศษ ตามมาตรา 42 ของพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและมาตรการ EERS ตามแผน EEP2015 และ (3) อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดให้มีการทบทวนวิธีการและอัตราเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า (กองทุนฯ) ตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมและเกิดประโยชน์สูงสุดกับประชาชน และเป็นไปตามวัตถุประสงค์การจัดตั้งกองทุนฯ ซึ่งปัจจุบัน หาก กกพ. เสนอขอใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554 - 2558 สำหรับการกำกับอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2561-2563 ไปพลางก่อน ระหว่างการปรับปรุงนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฉบับใหม่ (พ.ศ. 2564–2568) ขอให้ กกพ. ดำเนินการตามนโยบายดังกล่าว และหากพบปัญหาในการดำเนินงานขอให้แจ้งกระทรวงพลังงานทราบเพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาจัดทำนโยบายในระยะต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบหลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 สำหรับใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าปี 2561 – 2563

เรื่องที่ 7 การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อนจนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2560 กกพ. ได้ออกระเบียบกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการยื่นคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า โดยกำหนดเกณฑ์การอนุญาตตามขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ขึ้นไป (หรือขนาดตั้งแต่ 1.0 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. (2) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าต่ำกว่า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (ให้มาจดแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อขอยกเว้นตามพระราชกฤษฎีกากําหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2552)

2. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศเชิญชวนเข้าร่วมโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox) และเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิเข้าร่วมโครงการ ERC Sandbox ซึ่งมีโครงการที่ผ่านการพิจารณาคัดเลือก จำนวนทั้งหมด 34 โครงการ รวมถึงโครงการที่เสนอขอศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมข้อมูลจากผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ซึ่งสรุปได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 170 โครงการมีกำลังไฟฟ้าติดตั้งรวม 9,399.44 กิโลโวลต์แอมแปร์ (หรือประมาณ 9.4 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ซึ่งเข้าข่ายได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตทั้งหมด (2) การประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จะต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าเพื่อมาจำหน่ายให้กับยานยนต์ไฟฟ้าที่มารับบริการอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้นผลประกอบการจึงขึ้นอยู่กับต้นทุนค่าไฟฟ้า ซึ่งแบ่งเป็น (1) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าน้อยรายและไม่ต่อเนื่อง จะมีการใช้กำลังไฟฟ้าชาร์จที่สูงและเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนสูงถึง 66% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงถึง 13.20 บาทต่อหน่วย (2) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนมากและสม่ำเสมอ จะเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนเพียง 10% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ 4.83 บาทต่อหน่วย ต้นทุนค่าไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าจึงขึ้นอยู่กับความต้องการกำลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy Demand) ระยะเวลาที่ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า และจำนวนผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้น เมื่อมีผู้ใช้บริการสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนน้อยรายและไม่ต่อเนื่องโดยเฉพาะในช่วงเริ่มต้นการเปิดกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จึงทำให้สถานีอัดประจุไฟฟ้ามีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงมากไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เป็นเหตุให้ผู้ประกอบการฯ เสนอขอผ่อนปรนกฎและระเบียบที่เกี่ยวข้องภายใต้โครงการ ERC Sandbox

3. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 คณะทำงานดำเนินงานโครงการ ERC Sandbox ได้หารือกับผู้ประกอบการฯ ซึ่งสรุปข้อเสนอแนวทางการดำเนินการเพื่อขอผ่อนปรนกฎและระเบียบต่างๆ ภายใต้โครงการ ERC Sandbox ดังนี้ (1) กำหนดให้การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายกาฟฟ้า (Grid capacity) ซึ่งจำเป็นต้องมีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อตรวจวัดและควบคุมสถานีอัดประจุไฟฟ้าในสายป้อน (Feeder) ที่เกี่ยวข้อง และติดตั้งระบบตรวจวัดและควบคุมรวมทั้งระบบสื่อสาร ซึ่งผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมดที่เกิดขึ้น (2) ขอให้พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการส่งเสริมส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในวงกว้างต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่อง การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า เห็นว่าการส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก ควรคำนึงถึงต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้เกิดการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่า มีประสิทธิภาพ จึงมีมติเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบอำนาจให้ กกพ. และ กบง. สามารถพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าในโครงการ ERC Sandbox เพื่อศึกษาอัตราค่าบริการที่เหมาะสมต่อสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

4. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และได้มีมติเห็นควรนำเสนอ กพช. มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) ต่อไป

มติของที่ประชุม

มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนด อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 8 การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อเป็นการทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งรายอันเป็นการเตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)

2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดย (1) ให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และ (2) เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ.จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.

3. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้รับทราบเรื่องสถานการณ์ LNG ในปัจจุบันได้เปลี่ยนแปลงไป โดยการจัดหา LNG ในประเทศไม่ได้ลดลง ปริมาณความต้องการใช้ LNG ก็ไม่ได้เพิ่มสูงขึ้นตามที่ได้ประมาณการไว้ จึงมีความเสี่ยงที่การนำเข้า LNG ของ กฟผ. อาจเกิดภาระ Take or Pay และอาจส่งผลกระทบต่อ ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นประมาณ 2 สตางค์/หน่วย ขณะที่ราคา LNG มีแนวโน้มจะลดลง ราคา LNG Spot ลดลงมาอยู่ที่ระดับ 4 USD/MMBTU ดังนั้น อาจมีความจำเป็นต้องพิจารณาทบทวนการแบ่งราคา LNG เป็น 2 Pool และข้อจำกัดของกฎหมายในกรณีที่ กฟผ. จะนำ LNG ไปจำหน่ายในตลาดอื่นก่อนดำเนินการต่างๆ ซึ่งจากการพิจารณาปัจจัยที่เกี่ยวข้องแล้ว กบง. จึงได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตันสำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) ให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP) (5) ให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมาย ให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

4. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยเห็นชอบความเหมาะสมของปริมาณการนำเข้า LNG แบบ Spot ในปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน นำเข้าจำนวน 2 ลำเรือ ตามกำหนดเวลาคือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไข ดังนี้ (1) Slot Available: PTTLNG แจ้ง Slot หมายถึง ช่วงเวลาในการรับเรือโดยคำนึงถึงเวลา ที่ใช้ในการรับมอบ LNG การเก็บรักษาและการแปรสภาพ LNG ล่วงหน้า 3-5 Slot/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use It or Lose It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility) (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal: กำหนดอัตรา Send out Rate ตามแผน การใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระ ค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลักการ Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริงโดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคามีเกณฑ์ ดังนี้ 1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง 2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า ที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ 3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must Take (5) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ กฟผ. ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (6) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) – (3) ข้างต้น และ (7) ให้ กฟผ. และ กกพ. รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

5. การดำเนินการเตรียมความพร้อม Shipper รายใหม่ ยังคงอยู่ในกรอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมี กฟผ. เป็นหน่วยงานนำร่องเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ แต่มีรายละเอียดในทางปฏิบัติที่มีความต่างไปจากแนวทางที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนที่จะให้ กฟผ. เป็น Shipper รายใหม่ โดยนำเข้า LNG ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยเหตุเกิดจากข้อมูลที่หน่วยงานต่างๆ ได้รวบรวมเสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมแต่ละครั้ง สะท้อนถึงสถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีการเปลี่ยนแปลงไปจากที่คาดการณ์ไว้ และเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ตลอดจนหลีกเลี่ยงความเสี่ยงที่อาจมีผลกระทบต่อประชาชนและภาวะการเติบเศรษฐกิจของประเทศ กบง. จึงมีมติเห็นชอบให้ปรับแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 200,000 ตัน และกำหนดแนวทางในการนำเข้าและคิดค่าใช้จ่ายต่างๆ ดังความละเอียดแจ้งแล้วตามข้อ 2 และเห็นควรเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา

มติของที่ประชุม

1. รับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่

2. ให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ที่ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561

3. เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้า LNG ในรูปแบบ Spot ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562

4. เห็นชอบโครงสร้างราคา LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้

4.1 เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้า ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง

4.2 ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้

4.3 หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็นการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็นต้องรับซื้อขั้นต่ำตามสัญญา (Must Take)

5. เห็นชอบโรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1

6. เห็นชอบค่าใช้จ่ายในการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้

ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า +ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin

โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562

7. การดำเนินการตามข้อ 3. – 6. ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน(กกพ.)

8. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 9 การแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. ข้อเสนอแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานระยะแรก (พ.ศ. 2561 – 2565) ประเด็นการปฏิรูป ด้านเทคโนโลยี นวัตกรรม และโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบด้วย 2 ประเด็นการปฏิรูป ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 16 การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและแนวทางการดำเนินการพัฒนาอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า และสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด ตลอดจนสามารถวางแผนด้านพลังงานเพื่อรองรับได้อย่างมีประสิทธิภาพ และ (2) ประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน และอุตสาหกรรมต่อเนื่องอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด รวมถึงมีการพัฒนาเทคโนโลยี และการนำเอาระบบกักเก็บพลังงานมาใช้พัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศอย่างเป็นรูปธรรม ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งที่แต่งตั้งคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงาน 5 คณะ โดยมีคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงานด้านเทคโนโลยี นวัตกรรมและโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน เป็นคณะที่ 5 ซึ่งมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นประธานอนุทำงาน และผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุทำงานและเลขานุการ

2. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้มีข้อเสนอแนวทางในการดำเนินการปฏิรูปประเด็นการปฏิรูปที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) ให้รัฐบาลจัดตั้งคณะกรรมการร่วมภาครัฐ เอกชน และนักวิชาการ ภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) ประเภทแบตเตอรี่ (Battery) เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และกำหนดการนำมาใช้ในระบบสายส่งในภาคพลังงานภายใน 1 ปี โดยมีองค์ประกอบ ประกอบด้วย รองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมายเป็นประธาน มีหน่วยงานภาครัฐ (กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน และกระทรวงการอุดมศึกษา วิทยาศาสตร์ วิจัยและนวัตกรรม) รัฐวิสาหกิจ (การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง) และภาคเอกชน เป็นกรรมการ และมีผู้แทนจากกระทรวงพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนา และจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานครอบคลุมเรื่องการกำหนดมาตรการส่งเสริมการผลิตและการใช้ระบบกักเก็บพลังงาน การกำหนดมาตรฐานและข้อกำหนดที่เกี่ยวข้อง การส่งเสริมการนำวิธีการ Reverse Engineering มาใช้ในการปรับปรุงกฎหมายเพื่อรองรับการดำเนินการ และ (3) ปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ได้แก่ แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ แผนอนุรักษ์พลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศ

3. คณะอนุทำงาน ได้มีการดำเนินการดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 ได้พิจารณาร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พร้อมทั้งได้รับทราบการดำเนินงานด้านการส่งเสริมการวิจัยพัฒนา ได้แก่ การสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน Energy Storage ในการใช้งานในด้านความมั่นคงและภัยพิบัติ ด้านอุตสาหกรรม ด้านพลังงานทดแทนในพื้นที่ห่างไกล และยานยนต์ไฟฟ้า การวิจัยและพัฒนาระบบการบริหารจัดการแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าแบบผสมผสานขนาดเล็กมากและสายจำหน่ายไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล (Micro grid) การวิจัยแบบจำลองทางธุรกิจสำหรับระบบสะสมพลังงาน และการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์ระบบกักเก็บพลังงานสำหรับที่อยู่อาศัย ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม เป็นต้น และด้านการสาธิตการนำไปใช้ประโยชน์ ได้นำร่องการใช้งาน Energy Storage ขนาดใหญ่กับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูง การนำร่อง Micro grid ภายในสำนักงานกลาง กฟผ. โครงการ Energy Storage System Pilot Project สำหรับสถานีไฟฟ้าย่อยปทุมวัน และการพัฒนาอุปกรณ์กักเก็บพลังงานต้นแบบสำหรับรถตุ๊กตุ๊กไฟฟ้า เป็นต้น (2) เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2562 ได้เห็นชอบร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ที่ได้มีการปรับปรุงตามความเห็นของคณะอนุทำงานฯ และให้ สนพ. ยกร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยคณะกรรมการฯ มีรองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งจากภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ ภาคเอกชน และฝ่ายวิชาการ เป็นกรรมการ และผู้อำนวยการ สนพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ คณะกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ในการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการนำระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ มาใช้ในประเทศและเป็นโอกาสในการส่งเสริมอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ กำหนดเป้าหมาย และจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ รวมถึงปฏิบัติงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องและเป็นประโยชน์ต่อการขับเคลื่อนแผนปฏิบัติการให้เป็นรูปธรรมต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป

เรื่องที่ 10 แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2567

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้ คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2564 ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอ โดยให้ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ ในช่วงปี 2560 - 2564 ในวงเงินปีละ 12,000 ล้านบาท ภายในวงเงิน 60,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุง แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว โดยแบ่งตามสัดส่วนได้ดังนี้ (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพร้อยละ 67 (2) แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 30 และ (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ ร้อยละ 3 ทั้งนี้ สัดส่วนการจัดสรรเงินของแผนเพิ่มประสิทธิภาพใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงไม่เกินร้อยละ 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2561 (เพิ่มเติม) สนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2562 ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์พลังงาน ซึ่งมี 3 แผน คือ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทนและแผนบริหารทางกลยุทธ์ (2) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี และ (3) กลุ่มงานสนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน
3. ระเบียบคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ว่าด้วยการบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2560 ข้อ 7 ให้มีสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) เป็นสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการ และคณะอนุกรรมการที่คณะกรรมการแต่งตั้ง และมีอำนาจหน้าที่ในการดำเนินงานต่างๆ ในภารกิจที่เกี่ยวกับกองทุนฯ ประกอบกับ ส.กทอ. เป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบจากกระทรวงพลังงานให้บริหารจัดการเงินกองทุนฯ ตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ดังนั้น ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงและจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ใหม่ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 เพื่อเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ โดยได้ศึกษาจากข้อมูลที่เกี่ยวข้องดังต่อไปนี้ (1) จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561ที่ได้เห็นชอบให้ปรับลดอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จาก 25 สตางค์ต่อลิตร เป็น 10 สตางค์ต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 ซึ่งจะครบระยะเวลาวันที่ 20 เมษายน 2563 ซึ่งการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ทำให้การใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ขาดเสถียรภาพ ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงกรอบวงเงินการจัดสรรเพื่อให้เงินกองทุนฯ มีเสถียรภาพและได้ทำการขยายระยะเวลาการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ โดยปรับลดกรอบวงเงินในการจัดสรรเป็นปีละ 10,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 50,000 ล้านบาท ในระยะเวลา 5 ปี ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2563 – 2567 (2) แผนพลังงานทดแทนมีสัดส่วนความต้องการในการขับเคลื่อนสูงกว่าแผนเพิ่มประสิทธิภาพ การใช้พลังงาน ตามนโยบายรัฐบาล (3) โครงการในแผนพลังงานทดแทนที่ยื่นขอรับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2562 ที่ผ่านมามีความต้องการสูงกว่าโครงการในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เช่นปี 2562 (รอบ 2) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ขอรับการสนับสนุนร้อยละ 32 แผนพลังงานทดแทนร้อยละ 67 (4) โครงการที่อยู่ในแผนพลังงานทดแทน มีศักยภาพในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สูงกว่าโครงการที่อยู่ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (5) มีหลายภาคส่วนที่มีความต้องการผลิตและใช้พลังงานทดแทนในระดับเชิงพื้นที่ขาดแรงจูงใจในการเข้าถึงเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (6) ปัจจุบันมีเทคโนโลยีด้านพลังงานที่ทันสมัยอีกหลายอย่างที่รอการส่งเสริม เพื่อผลักดันให้เป็นต้นแบบในการขยายผลนำไปสู่การขับเคลื่อนแผนพลังงาน เพื่อให้ทันต่อสถานการณ์ Disruptive Technology ซึ่งกระทรวงพลังงานจะใช้กองทุนฯ เข้าไปส่งเสริมให้เกิดการพัฒนานวัตกรรมใหม่ๆ ให้เกิดผล และ (7) ศักยภาพด้านพลังงานทดแทนมีปริมาณมากเพียงพอที่จะส่งเสริมให้ได้รับการสนับสนุน ในขณะที่การอนุรักษ์พลังงานมีกฎหมายและหน่วยงานที่ใช้บังคับให้มีประสิทธิภาพอยู่แล้ว
4. กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ. 2563 – 2567 เพื่อส่งเสริม สนับสนุน ช่วยเหลือ อุดหนุนให้เกิดการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเพิ่มมากขึ้น เป็นไปตามวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนฯ ตามความในมาตรา 25 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ภายใต้กรอบ แผนนโยบาย และข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการจัดสรรเงินกองทุนที่ผ่านมา ดังต่อไปนี้ (1) แผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี พ.ศ. 2558 – 2579 โดยกำหนดกรอบการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานรายภาคเศรษฐกิจหลัก มีเป้าหมายจะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 หรือลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศลง 56,142 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 โดยมุ่งเน้นยุทธศาสตร์ส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ทั้งการผลิตไฟฟ้า ผลิตความร้อน และใช้เป็นเชื้อเพลิงชีวภาพของการใช้พลังงานรวมทั้งหมด มีเป้าหมายทำให้สัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากเดิม 24,633 ktoe ในปี พ.ศ. 2564 เพิ่มเป็น 39,389 ktoe ในปี พ.ศ. 2579 คิดเป็นร้อยละ 30 ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ (3) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี (4) แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 (5) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย PDP 2018 (6) กระแสการใช้จ่ายเงิน การเก็บเงินเข้ากองทุน (7) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการผลิตและใช้พลังงานตามมาตรการที่เหมาะสม ระดับประเทศในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (NAMA) ตามข้อตกลงร่วมกันที่มีการผูกมัดบางส่วน เป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจก (Partly Legal binding agreement) สู่เป้าหมายที่ ท้าทายและสมดุล (Balanced and Ambitious goal) จากการประชุมรัฐภาคีกรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP 21) (8) ถ้อยแถลงของ นายกรัฐมนตรี ในการประชุมระดับสูงของประมุขของรัฐและหัวหน้ารัฐบาลในระหว่างการประชุม COP 21 ประเทศไทยจะพยายามลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 - 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 จากกรณีปกติ (9) แนวโน้มความสามารถในการใช้จ่ายเงินกองทุน และ (10) แนวโน้มข้อเสนอโครงการที่มีผู้ขอรับการสนับสนุน ส.กทอ. จึงได้จัดทำโครงสร้างและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ไว้ แบ่งเป็น แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ร้อยละ 50 แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 47 และแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ร้อยละ 3ทั้งนี้ สัดส่วนของการจัดสรรเงินของแต่ละแผนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ละปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ไม่เกินร้อยละ 10
5. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญพร้อมกับขอขยายเวลาของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ทั้งนี้มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562

2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับการใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว

เรื่องที่ 11 ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหาร และพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย รวมทั้งมีอำนาจแต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีหัวหน้า ส่วนราชการต่างๆ เป็นกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 11 คน มีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนามาตรการทางด้านพลังงาน บริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่ กพช. มอบหมาย ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยให้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม
2. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ) ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2562 และมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป โดย พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) ขึ้น และมีการแบ่งอำนาจและหน้าที่ กบง. ที่เกี่ยวข้อง กับกองทุนน้ำมันฯ ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ข้อ 3 (3) “กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมาย รวมทั้งปฏิบัติงานอื่นตามที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมายในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และตามกฎหมายว่าด้วยการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง” เป็น 2 ส่วน โดยส่วนที่ 1 ถ่ายโอนอำนาจและหน้าที่ไปให้ คบน. ปรากฏใน พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ มาตรา 14 (4) “กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 27 อัตราเงินชดเชยตามมาตรา 29 อัตราเงินคืนจากกองทุนตามมาตรา 31 และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนตามมาตรา ๓๒ โดยอาจกำหนดตามประเภท การใช้ และแหล่งที่มาของน้ำมันเชื้อเพลิง ก็ได้” และส่วนที่ 2อำนาจและหน้าที่ กบง. ปรากฏในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 ข้อ 3 ดังนี้ (1) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่าย ณ โรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร (2) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและค่าการตลาด สำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง (3) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและอัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง หรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง (4) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก (5) กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ (6) ปฏิบัติหน้าที่อื่นตามคำสั่งนี้ และ (7) ปฏิบัติหน้าที่ตามที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย ดังนั้นเพื่อให้อำนาจและหน้าที่ของ กบง. สอดคล้องกับการปฏิบัติงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ กบง. ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยขอตัดอำนาจและหน้าที่ข้อ 3 (3) ออก
3. เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมา กบง. มีภารกิจในการพิจารณาเรื่องนโยบายไฟฟ้าเป็นจำนวนมากจึงเห็นควรให้เพิ่ม เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน อีกตำแหน่งหนึ่ง
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ คำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายของ กบง. ภายใต้คำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่คำสั่งนี้ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศ กบง. ตามคำสั่งใหม่ออกบังคับใช้แทน และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่างคำสั่ง กพช. ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป

เรื่องที่ 12 การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป ต่อมา ปตท. ได้มีข้อเสนอปรับปรุงโครงสร้างการเสนอขายหุ้นของ PTTOR เกี่ยวกับสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน PTTOR และการเสนอขายหุ้นสามัญของ PTTOR ให้แก่ผู้ถือหุ้นของ ปตท. และได้รายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบ เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 148)
เมื่อวันพุธที่ 11 กันยายน พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.

1. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)

2. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล

3. กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562

นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)

สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (รัฐบาลพลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) แถลงนโยบายต่อรัฐสภา โดยมีนโยบายที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงานที่สำคัญ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนจากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาเพิ่มมูลค่า (2) การพัฒนาสาธารณูปโภคพื้นฐาน เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานให้สามารถพึ่งพาตนเองได้ กระจายชนิดของเชื้อเพลิงทั้งจากฟอสซิลและจากพลังงานทดแทนอย่างเหมาะสม สนับสนุนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนตามศักยภาพของแหล่งเชื้อเพลิงในพื้นที่ เปิดโอกาสให้ชุมชนและประชาชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตและบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่ ส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 และ B100 เพื่อเพิ่มการใช้น้ำมันปาล์มดิบ และจัดทำแนวทางการใช้มาตรฐานน้ำมัน EURO5 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีด้านพลังงาน รวมทั้งสนับสนุนให้เกิดโครงสร้างตลาดไฟฟ้ารูปแบบใหม่ และให้มีราคาพลังงานสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (3) ยกระดับโครงข่ายระบบไฟฟ้าและพลังงานให้มีความทันสมัย ทั่วถึง เพียงพอ มั่นคง และมีเสถียรภาพ ทั้งนี้ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีแนวนโยบายการพัฒนาด้านพลังงานของประเทศ โดยมุ่งเน้นการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable) พลังงานต้องมีต้นทุนราคา ที่เป็นธรรมสามารถยอมรับได้ ประชาชนสามารถเข้าถึงได้ (Affordable) และส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาเศรษฐกิจ ด้วยการสร้างกลไกให้ชุมชนเข้ามามีส่วนร่วมด้านพลังงาน สร้างงานและสร้างรายได้ให้ชุมชนในระดับฐานรากของประเทศ (Energy for all) โดยการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า มุ่งเน้นให้มีการผลิตพลังงานไฟฟ้า ในชุมชนตามศักยภาพเชื้อเพลิงพลังงานสะอาดที่หาได้ในพื้นที่และนำไปใช้ในพื้นที่เป็นหลัก ประชาชนสามารถเข้าถึงพลังงานไฟฟ้าได้อย่างทั่วถึง ราคาถูก โดยอาจใช้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเป็นเครื่องมือในการส่งเสริมการขับเคลื่อนโครงการ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

2. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
    2.1 หลักการและเหตุผล (1) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้า อย่างยั่งยืน (2) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า (3) ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน ตามศักยภาพเชื้อเพลิง และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (4) สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า (5) ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้ โดยชุมชนได้รับผลตอบแทนจากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนจากวัสดุทางการเกษตรและ การจำหน่ายไฟฟ้า (6) สร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ
    2.2 กรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชน ประกอบด้วย (1) พื้นที่เป้าหมาย พื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนทั่วประเทศที่สามารถส่งเสริมให้เกิดโรงไฟฟ้าชุมชน และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นั้นๆ (2) โครงสร้างพื้นฐาน มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน (4) แนวทางการจัดตั้ง ได้แก่ การให้ภาครัฐและ/หรือเอกชนและ/หรือชุมชน มีส่วนร่วมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อให้สามารถดำเนินกิจการได้อย่างมีประสิทธิภาพ การรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP และสอดคล้องกับแผน PDP2018 โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม ในพื้นที่ที่ไม่มีศักยภาพจากพืชพลังงานจะส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ โรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ มีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ราคารับซื้อไฟฟ้าต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้มีการร่วมทุนในโรงไฟฟ้าชุมชน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุ ทางการเกษตร และ (5) ขั้นตอนการดำเนินงาน ได้แก่ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กบง. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากที่ได้รับความเห็นชอบ มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ และพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดทางด้านระบบส่งและระบบจำหน่าย เป็นต้น รวมทั้งแก้ไขหลักเกณฑ์ กฎ ระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน จากนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเปิดรับข้อเสนอโรงไฟฟ้าชุมชน ดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าชุมชนมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินปี 2565
    2.3 ผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) ชุมชนมีรายได้จากการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าชุมชน และลดภาระค่าใช้จ่ายของชุมชน (2) ชุมชนมีรายได้จากการจำหน่ายวัสดุทางการเกษตรเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (3) เกิดการสร้างงาน สร้างอาชีพ และสร้างความเข้มแข็งในชุมชน ลดการย้ายถิ่นฐานของแรงงาน (4) เกิดการจับจ่ายใช้สอยในพื้นที่ ก่อให้เกิดการหมุนเวียนของเศรษฐกิจในชุมชน และ (5) ชุมชนสามารถนำไฟฟ้าที่ผลิตได้ สร้างมูลค่าเพิ่มในการประกอบอาชีพของชุมชน เช่น ห้องเย็น เครื่องจักรแปรรูปการเกษตร เป็นต้น

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2. เห็นชอบให้นำความเห็นของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เช่น
    2.1 โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาถึงการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ
    2.2 โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม
    2.3 ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ
    2.4 ควรพิจารณาถึงการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหา การเผาเศษวัสดุเหลือใช้ทางเกษตรและลดปัญหามลพิษ PM 2.5
    2.5 ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจน โปร่งใส และ เป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และควรคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุด ที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศด้วย
    2.6 ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ
3. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานดำเนินการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 2 แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล

สรุปสาระสำคัญ

1. กระทรวงพลังงานได้เร่งส่งเสริมให้รถยนต์ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 อย่างต่อเนื่อง โดยให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา บี7 อยู่ที่ 1 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่า บี7 อยู่ที่ 5 บาทต่อลิตร หรือหมายถึงส่วนต่างราคาขายปลีกฯ บี10 และ บี20 ต่างกัน 4 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ยอดจำหน่าย บี10 และ บี20 เติบโตอย่างก้าวกระโดด ซึ่งเป็นผลดีในการส่งเสริมให้มีการใช้ไบโอดีเซล บี100 เพิ่มขึ้น ทำให้ราคาน้ำมันปาล์มดิบ (Crude Palm Oil; CPO) สูงขึ้น และเกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น รวมถึงช่วยลดมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM 2.5) ปัจจุบันการใช้น้ำมัน บี7 ยังคงเป็นน้ำมันที่มีสัดส่วนการใช้สูงสุดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ประมาณ 55.3 ล้านลิตรต่อวัน โดยคิดเป็นร้อยละ 89 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด ในขณะที่การใช้ บี20 อยู่ที่ระดับประมาณ 6.7 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ประมาณ 5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรับภาระชดเชยประมาณ 875 ล้านบาทต่อเดือน และหากการใช้น้ำมัน บี20 มีอัตราเพิ่มขึ้นเกินกว่าเป้าหมายมาก จะทำให้ปริมาณ CPO ภาพรวมทั้งประเทศที่ผลิตได้ไม่เพียงพอ

2. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล เพื่อยกระดับการใช้น้ำมันดีเซลจาก บี7 ไปสู่การใช้ บี10 เป็นน้ำมันพื้นฐานของประเทศอย่างเต็มรูปแบบในปี 2563 และ บี20 เป็นน้ำมันทางเลือกของกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยมีแนวทางการส่งเสริม ดังนี้ (1) ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี10 ให้ต่ำกว่า บี7 จาก 1 บาทต่อลิตร เป็น 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี20 ให้ต่ำกว่า บี7 จาก 5 บาทต่อลิตร เป็น 3 บาทต่อลิตร หลังการปรับส่วนต่างราคาน้ำมันดังกล่าว คาดว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 การใช้น้ำมัน บี7 ลดลงมาอยู่ที่ระดับประมาณร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว หรือประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน ส่วนการใช้น้ำมัน บี10 เพิ่มขึ้นทดแทนการใช้น้ำมัน บี7 อยู่ที่ระดับร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว หรือประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน และการใช้น้ำมัน บี20 ลดลงมาอยู่ที่ระดับไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน ทั้งนี้ ตามที่รัฐบาลมีนโยบายประกันรายได้ปาล์มน้ำมันที่ระดับ 4 บาทต่อกิโลกรัม อาจทำให้ราคา บี100 เพิ่มขึ้นประมาณ 7 บาทต่อลิตร ซึ่งอาจทำให้ราคาขายปลีก บี7 บี 10 และ บี 20 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.50 0.70 และ 1.50 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ดังนั้น กรณีที่ราคาขายปลีกมีราคาสูงขึ้นมากจนส่งผลกระทบต่อประชาชน เห็นควรให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และนำเงินที่กองทุนน้ำมันฯ สะสมไว้มาชดเชยได้ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 บังคับใช้น้ำมัน บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน และให้น้ำมัน บี7 และ บี20 เป็นทางเลือกสำหรับรถบรรทุก รวมทั้งประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ทั้งนี้ ประโยชน์จากการดำเนินการดังกล่าวจะช่วยดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ ตลอดจนสร้างความมั่นคงทางพลังงานในการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของวัตถุดิบที่สามารถผลิตได้ในประเทศมากขึ้น ความต้องการใช้ บี100 ที่เพิ่มขึ้นจะช่วยรักษาเสถียรภาพระดับราคา CPO ของประเทศ ทำให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง นอกจากนี้ ยังช่วยลดปัญหาสิ่งแวดล้อมด้านมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก PM 2.5 ในภาคคมนาคมขนส่ง

3. ความพร้อมในการดำเนินการด้านอื่นๆ ได้แก่ (1) ความพร้อมของปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) โดยสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร คาดการณ์ปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันปี 2562 ครึ่งปีหลัง จะมีผลผลิตออกสู่ตลาดประมาณ 7.490 ล้านตัน ลดลงร้อยละ 19.5 เมื่อเทียบกับช่วงครึ่งปีแรกของปี 2562 โดยไตรมาสที่ 4 คาดว่าผลผลิตในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม จะออกสู่ตลาดประมาณ 1.312 ล้านตัน 1.391 ล้านตัน และ 1.208 ล้านตัน ตามลำดับ และกระทรวงพาณิชย์ รายงานปริมาณ CPO คงเหลือ ระหว่าง 24 – 26 กรกฎาคม 2562 มีจำนวน 451,127 ตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.65 จาก ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2562 ซึ่งมีจำนวน 400,441 ตัน ทั้งนี้ ตามเป้าหมายการส่งเสริมการใช้น้ำมัน บี10 ของกระทรวงพลังงาน คาดการณ์ว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 จะมีปริมาณการใช้ บี100 ที่ระดับ 6.2 ล้านลิตรต่อวัน เทียบเท่าการใช้ CPO 167,360 ตันต่อเดือน ซึ่งคาดว่าปริมาณ CPO คงเหลือในปัจจุบันและผลผลิตตามที่คาดการณ์ไว้จะสามารถรองรับการผลิต บี100 ได้เพียงพอ (2) ความพร้อมของผู้ผลิตไบโอดีเซล (บี100) ปัจจุบันมีผู้ผลิต บี100 ทั้งหมด 13 ราย กำลังการผลิตรวม 8,312,242 ลิตรต่อวัน โดยมีผู้ผลิตบี100 สำหรับใช้ผสมเพื่อผลิตเป็น บี10 (ค่าโมโนกลีเซอไรต์ ไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก) จำนวน 9 ราย กำลังการผลิตรวม 6,892,242 ลิตรต่อวัน ส่วนที่เหลืออยู่ระหว่างการปรับปรุงกระบวนการผลิต (3) ความพร้อมของรถยนต์ ปัจจุบันมีรถยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิงดีเซล จำนวน 10,466,820 คัน ค่ายรถยนต์รับรองว่าใช้น้ำมัน บี10 ได้ประมาณ 5,231,972 คัน (ร้อยละ 50 ของจำนวนรถยนต์ดีเซลทั้งหมด) ส่วนรถยนต์ดีเซลที่หมดการรับประกันแล้ว จะใช้กลไกส่วนต่างราคาเพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมัน บี10 และ (4) ความพร้อมของผู้ผลิตและผู้จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีความพร้อมและสนับสนุนการดำเนินการตามนโยบายของภาครัฐ โดยขอให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจน รวมทั้งเร่งประชาสัมพันธ์สร้างความเข้าใจเพื่อให้ผู้บริโภคมีความมั่นใจต่อการเปลี่ยนมาใช้น้ำมัน บี10 เพิ่มขึ้น

4. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้เห็นชอบแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้ (1) เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมัน บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมัน บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป (2) เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมัน บี7 และ บี20 เป็นทางเลือก และ (3) มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเพื่อให้การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลบรรลุตามวัตถุประสงค์ โดยให้กระทรวงพลังงาน บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันเพื่อใช้บริโภค ให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563 และให้กรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล หมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป

2. เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก

3. เห็นชอบการมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเพื่อให้การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลบรรลุตามวัตถุประสงค์ ดังนี้
    3.1 ให้กระทรวงพลังงาน บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันเพื่อใช้บริโภค
    3.2 ให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563
    3.3 ให้กระทรวงพาณิชย์ กรมการค้าภายใน บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ
    3.4 ให้กระทรวงพาณิชย์ และกระทรวงพลังงาน ศึกษาห่วงโซ่อุปทานและแนวโน้มความต้องการของน้ำมันปาล์มดิบ ทั้งเพื่อการบริโภคและเพื่อพลังงาน
    3.5 ให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เร่งดำเนินการขึ้นทะเบียนเกษตรกรชาวสวนปาล์มให้ครบถ้วน เพื่อให้เกิดความชัดเจนเกี่ยวกับจำนวนเกษตรกร และพื้นที่เพาะปลูกปาล์มทั่วประเทศ

เรื่องที่ 3 กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พระราชบัญญัติฯ) มีเหตุผลในการประกาศใช้ คือ เพื่อรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงมิให้เกิดผลกระทบต่อเศรษฐกิจ สมควรจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยยกระดับกองทุนฯ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 โดยมีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) ทำหน้าที่บริหารกิจการของกองทุนฯ ให้มีประสิทธิภาพและเป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งกองทุนฯ รวมทั้งกำหนดโทษทางอาญาสำหรับการกระทำบางประการ เพื่อให้กฎหมายมีสภาพบังคับอันจะส่งผลให้การจัดเก็บเงินเข้ากองทุนฯ เป็นไปอย่างเสมอภาคและมีประสิทธิภาพ

2. ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547ฯ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ จะมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องโดยตรง 2 หน่วยงาน คือ (1) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ (2) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) มีหน้าที่จัดหาเงินมาให้กองทุนฯ นำไปชดเชยราคา เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ โดยก่อนถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ สนพ. และ สบพน. ได้เตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ การเตรียม พระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการยุบเลิกสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) การจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง การจัดทำกฎหมายลำดับรอง ระเบียบ ข้อบังคับ ประกาศต่างๆ เป็นต้น นอกจากนี้ การบริหารกองทุนฯ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน มีบทเฉพาะกาลตามมาตรา 54 ให้นำประกาศและระเบียบที่ออกตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547ฯ เฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ที่ใช้บังคับอยู่ในวันก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ นี้ใช้บังคับ มาใช้บังคับโดยอนุโลมเท่าที่ไม่ขัดหรือแย้งกับพระราชบัญญัติฯ จนกว่าจะมีประกาศและระเบียบตามพระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ

3. เพื่อให้การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงเปลี่ยนผ่านเป็นไปอย่างต่อเนื่อง สนพ. และ สบพน. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ดังนี้ (1) การนำข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ ใช้บังคับเมื่อถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ได้ตอบข้อหารือโดยเห็นว่า ในกรณีที่ร่างพระราชบัญญัติฯ ประกาศใช้บังคับเป็นกฎหมาย ย่อมเกิดผลให้มีกลไกกองทุนฯ ตามร่างพระราชบัญญัติฯ ขึ้น อันเป็นกลไกที่ซ้ำซ้อนกับข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ ดังนั้น จึงสมควรทบทวนข้อกำหนดทั้งหมดในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ เพื่อปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีดังกล่าวให้ถูกต้องและเหมาะสมโดยยกเลิกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ และออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ซึ่งกำหนดเฉพาะมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ไว้เท่าที่จำเป็นและเหมาะสมสอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป (2) การดำเนินงานบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงระยะเวลาเปลี่ยนผ่าน ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ได้ตอบข้อหารือโดยเห็นว่า ตามมาตรา 5 กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ในกรณีที่เกิดวิกฤติการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และการดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ดังกล่าวต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายบริหารกองทุนฯ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด สำหรับการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพตามที่ดำเนินการในปัจจุบัน มีการบัญญัติไว้เป็นการเฉพาะในมาตรา 55 จึงไม่ต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ตามที่กำหนดในมาตรา 5 ส่วนกรณีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามที่ดำเนินการในปัจจุบันในระยะเริ่มแรกตามบทเฉพาะกาลนั้น มิได้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ ดังนั้น ถ้ายังไม่มีการกำหนดกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดย กพช. ก็ไม่สามารถดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ นอกจากนี้มีข้อสังเกตว่า เพื่อให้การดำเนินงานบริหารกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงัก ควรเร่งดำเนินการเสนอกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และเร่งจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนฯ เพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ รวมทั้งเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนฯ บรรลุตามวัตถุประสงค์ของกฎหมายต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน เห็นสมควรเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ (1) (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และ (2) (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง

4. (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

    4.1 วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ ดังนี้ (1) สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนหมายความว่ามีเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่ง หรือหลายเหตุการณ์เกิดขึ้น อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน ในส่วนของน้ำมันเชื้อเพลิง หมายถึงมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาซื้อขายน้ำมันดิบของตลาดที่สำคัญของโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของตลาดอ้างอิง มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบอย่างต่อเนื่อง และส่งผลให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร หรือ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสม มากกว่า 30 บาทต่อลิตร ในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว หมายถึง มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) และต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ บริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) มีราคาสูงกว่าราคานำเข้า หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวของตลาดโลกเปลี่ยนแปลง ใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐต่อตัน หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้นอยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท และ (2) สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ หมายความว่า มีเหตุการณ์ที่ทำให้ปริมาณการผลิตและหรือนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เป็นไปตามแผน โดยมีแนวโน้มอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน

    4.2 การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม หมายถึง การนำเงินกองทุนฯ ไปใช้จ่ายเพื่อชดเชยให้กับผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเป็นโรงกลั่น หรือผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง หรือผู้ซื้อหรือได้มาซึ่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามมาตรา 29 มาตรา 30 และมาตรา 31 แห่งพระราชบัญญัติฯ โดยให้มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชยดังต่อไปนี้ (1) เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันจะเป็นประโยชน์ต่อความมั่นคงด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ (2) เป็นมาตรการระยะสั้น และ คงหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกตลาดเสรี (3) คำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies)

5. (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่ง สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานโดยมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันพิจารณายกร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ที่กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้เท่าที่จำเป็น และจัดทำรายละเอียดการปรับปรุงโดยเปรียบเทียบคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน โดยยังคงมีหน้าที่และอำนาจเกี่ยวกับการกำหนดหลักเกณฑ์และหรือกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร หรือนำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรือค่าการตลาดสำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรืออัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงหรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและหรือกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการฯ เป็นต้น และ (2) ปรับปรุงข้อกำหนด/ข้อห้ามปฏิบัติในการแก้ไขและป้องกันภาวการณ์ ขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซหุงต้ม โดยให้สอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะ ในหน้าที่ตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงและกฎหมายการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง

6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 ได้มีความเห็นว่า การจัดทำ (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการดำเนินการตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 และเป็นไปตามข้อสังเกตของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เพื่อให้การดำเนินงานเกี่ยวกับการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนทั้งในส่วนที่เกี่ยวข้องและ ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงัก กบง. จึงเห็นชอบ (ร่าง) กรอบนโยบาย การบริหารกองทุนฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้เสนอ กพช. เพื่อโปรดพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบกรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

     2. เห็นชอบ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ กราบเรียนนายกรัฐมนตรีเพื่อโปรดพิจารณาลงนามต่อไป

     3. ให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเร่งจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ ในการประชุมครั้งต่อไป รวมทั้งเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบรรลุตามวัตถุประสงค์ ของกฎหมายต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 16)

วันพฤหัสบดีที่ 24 มกราคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.

1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

2. รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2557 และสถานะการสอบบัญชีสำหรับปี 2558 ถึงปี 2561

3.รายงานประจำปี 2560 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

4. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018)

5. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว

6. ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)

7. แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา

8. การแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรีพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รักษาราชการแทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน                             กรรมการและเลขานุการ

((นายเพทาย หมุดธรรม)

เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,846 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 413 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,001 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 425 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 145 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,516 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,250 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 67.49 ของเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,846 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,148 ราย รวม 8,161 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 96 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,189 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 51 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 495 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 1,478 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น (รวมอื่นๆ เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 11,324 เมกะวัตต์

         2. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในช่วงที่ผ่านมา ได้แก่ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ผ่านการคัดเลือก 4 โครงการ ขนาดกำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ซึ่งทั้ง 4 โครงการอยู่ระหว่างอุทธรณ์ขอขยาย SCOD ต่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ผ่านการคัดเลือก 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 41.83 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพเพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ สำหรับพื้นที่จังหวัดปัตตานี ยะลา นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ผ่านการคัดเลือก 3 โครงการ รวมกำลังผลิตติดตั้ง 5.95 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2562 (4) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 ผ่านการคัดเลือก 35 ราย รวมปริมาณรับซื้อ 154.52 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 24 ราย 102 เมกะวัตต์ หน่วยงานราชการ 11 ราย 52.52 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2561 (5) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm ผ่านการคัดเลือก 17 ราย รวมปริมาณรับซื้อ 300 เมกะวัตต์ ผู้ได้รับคัดเลือกจะต้องลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563 ถึง 31 ธันวาคม 2564 และ (6) โครงการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กมาก โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ผ่านการคัดเลือก 3 โครงการ รวมปริมาณรับซื้อ 12 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 15.9 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในเดือนกรกฎาคม 2564 นอกจากนี้ มีโครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ ได้แก่ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT เฉพาะพื้นที่ศักยภาพโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากกระทรวงมหาดไทยและกรุงเทพมหานคร รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ รวมปริมาณรับซื้อ 77.9 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 86.4 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ซึ่งได้ผู้ได้รับคัดเลือกแล้ว 2 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 13.0 เมกะวัตต์ (2) โครงการจัดหาไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งอยู่ระหว่างร่างประกาศ กกพ. คาดว่าจะสามารถดำเนินการได้ภายในปี 2562 โดยมีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และ (3) โครงการจัดหาไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ VSPP Semi Firm ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้รับฟังความคิดเห็นร่างประกาศแล้วเสร็จอยู่ระหว่างดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2557 และสถานะการสอบบัญชีสำหรับปี 2558 ถึงปี 2561

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 (ฉบับที่ 2) มาตรา 34/2 กำหนดให้ คณะกรรมการกองทุนจัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน และให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภทของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบ และรับรองบัญชีฯ เสนอคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอรัฐสภา เพื่อทราบและประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2561 สตง. ได้มีหนังสือแจ้งว่าได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีบัญชี 2557 เรียบร้อยแล้ว และได้รับรองงบการเงินโดยมีข้อเสนอแนะ ซึ่งกองทุนฯ ได้ดำเนินตามข้อเสนอแนะและรายงานให้ สตง. ทราบแล้ว โดยกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ ณ สิ้นปีบัญชี 2557 จำนวนเงิน 37,320.33 ล้านบาท ทั้งนี้ สถานะการสอบบัญชีกองทุนฯ ปี 2558 และ 2559 สตง. ได้เข้าตรวจสอบบัญชีฯ แล้ว และอยู่ระหว่างออกรายงานการตรวจสอบ ส่วนปี 2560 และ 2561 สตง. จะเข้าตรวจสอบเอกสารในไตรมาสที่ 3 คือช่วงเดือนเมษายน 2562

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 รายงานประจำปี 2560 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน

         2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2560 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน ได้ออกใบอนุญาตกิจการพลังงาน รวม 213 ฉบับ แบ่งเป็นกิจการไฟฟ้า 206 ฉบับ และกิจการก๊าซธรรมชาติ 7 ฉบับ และออกใบอนุญาตตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงาน ได้แก่ ใบอนุญาต ร.ง. 4 และ พค. 2 รวม 453 ฉบับ ออกระเบียบว่าด้วยมาตรฐานการให้บริการพลังงาน พ.ศ. 2560 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 30 พฤษภาคม 2560 (2) งานส่งเสริมกิจการพลังงานให้มีประสิทธิภาพ และส่งเสริม การแข่งขันที่เป็นธรรม ได้จัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าแบบ SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm เป็นต้น และนำมาตรการ Demand Response (DR) มาปฏิบัติเพื่อรองรับผลกระทบการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก (3) งานคุ้มครองสิทธิของผู้ใช้พลังงาน และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตามมิติในงานกำกับกิจการพลังงาน โดยได้พัฒนาการดำเนินงานพิจารณาเรื่องร้องเรียนให้แล้วเสร็จตามกรอบระยะเวลาที่กำหนด มีการรายงานข้อมูลที่เป็นปัจจุบัน และสามารถติดตามสถานะดำเนินงานได้อย่างรวดเร็วผ่านระบบ e-Petition และได้ปรับปรุงกระบวนการพิจารณาอุทธรณ์ แนวเขตระบบโครงข่ายพลังงานและการอุทธรณ์ค่าทดแทนที่ดินและทรัพย์สินให้เป็นไปตามกรอบระยะเวลาที่กฎหมายกำหนด และ (4) งานพัฒนาองค์กร ได้พัฒนาการรายงานข้อมูลการผลิตไฟฟ้าของประเทศแบบ Real Time มาสู่การพัฒนาข้อมูลค่า System Peak ที่สะท้อนภาพรวมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และได้จัดตั้งคณะกรรมการติดตามและกำกับดูแลการดำเนินการพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการภาครัฐ และคณะทำงานพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการภาครัฐรายหมวด เพื่อให้การบริหารจัดการเป็นไปอย่างสม่ำเสมอ มีประสิทธิภาพสามารถบรรลุเป้าหมายภายในระยะเวลาที่กำหนดไว้

         3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ 2560 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 28,144,494,019.52 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 24,120,330,733.93 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 884,384,292.84 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 580,491,883.51 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 303,892,409.33 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 37,592,194.02 บาท

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018)

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         1. แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) มีการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่และโรงไฟฟ้าตามข้อผูกพันการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักในแต่ละภูมิภาคโดยคำนึงถึงการใช้ศักยภาพเชื้อเพลิงและโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในแต่ละภูมิภาคเพื่อลดการลงทุนเพิ่มเติม นอกจากนี้ พิจารณาเพิ่มโรงไฟฟ้าหลักในพื้นที่เขตนครหลวงเพื่อลดการพึ่งพากำลังผลิตไฟฟ้าจากภาคอื่นๆ โดยไม่เพิ่มภาระข้อผูกพันของโรงไฟฟ้าหลักในระยะยาว รวมทั้งคำนึงถึงความเสี่ยงที่จะเกิดจาก Disruptive Technology การรักษาระดับกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบไฟฟ้าหลักไม่ให้น้อยลงกว่าเดิม ลดการลงทุนซ้ำซ้อนระหว่างโรงไฟฟ้าหลักและพลังงานหมุนเวียน ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินลงเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สอดคล้องกับข้อตกลงในการประชุมรัฐภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP21) โดยเปลี่ยนมาใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงเพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ (2) โรงไฟฟ้าตามนโยบายการส่งเสริมของภาครัฐ โดยส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อาทิ ขยะชุมชน และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (3) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ โดยมีเป้าหมายการรับซื้อเป็นรายปีตามแผน AEDP และรักษาระดับราคาไฟฟ้าขายปลีกไม่ให้สูงขึ้น และ (4) การอนุรักษ์พลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) ที่สามารถพิสูจน์ความเชื่อมั่นด้วยคุณภาพและสามารถแข่งขันด้วยราคาไม่เกินกว่าอัตราเฉลี่ยราคาขายส่ง (Grid Parity)

         2.กระทรวงพลังงานได้ทบทวนสถานการณ์กำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน และได้จัดทำการพยากรณ์ค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยระยะยาว 20 ปี โดยความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทย ประกอบด้วย ความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้า (System Demand) และความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มาจากการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือขายตรง (Independent Power Supply: IPS) ทั้งในระดับประเทศและระดับภูมิภาค ทั้งนี้ ในการจัดทำแผน PDP2018 จะใช้ความต้องการไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้า มาประเมินความต้องการกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงปี 2561 - 2580 โดยในปี 2580 มีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Existing contract capacity) รวมเท่ากับ 37,154 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) ประมาณ 27,229 เมกะวัตต์ ซึ่งต่ำกว่าความต้องการไฟฟ้าที่คาดการณ์ไว้ 53,997 เมกะวัตต์ อยู่ประมาณ 26,768 เมกะวัตต์ ที่จะต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าให้เพียงพอ ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบค่า System Demand และกำลังผลิตไฟฟ้า ซึ่งประกอบด้วย โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟแล้วในปัจจุบัน โรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันกับภาครัฐแล้ว และโรงไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ พบว่ากำลังผลิตไฟฟ้าในระบบจะเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าจนถึงปี 2568 เท่านั้น จำเป็นต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมเพื่อให้รองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต

         3. กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วงปี 2561 - 2580 อยู่ที่ 56,431 เมกะวัตต์ โดยในจำนวนนี้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP อยู่ 18,176 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิงตามแผน PDP2018 ณ ปี 2580 มีดังนี้คือ ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนมากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 53 รองลงมาคือ พลังงานหมุนเวียน ถ่านหินและลิกไนต์ พลังน้ำต่างประเทศ การอนุรักษ์พลังงาน และเชื้อเพลิงอื่นๆ อยู่ที่ร้อยละ 20 12 9 6 และ 0.06 ตามลำดับ ส่วนการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ ปี 2580 อยู่ที่ 103,845 พันตัน หรือคิดเป็น 0.287 กิโลกรัม CO2 ต่อหน่วย และประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีก ณ ปี 2580 อยู่ที่ 3.61 บาทต่อหน่วย

         4.ความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อ PDP2018 มีดังนี้คือ PDP2018 มีการจัดทำแผนที่สอดคล้องและเหมาะสมตามแนวนโยบายพื้นฐานว่าด้วยกิจการพลังงานที่ระบุไว้ในพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 8 กล่าวคือ เป็นแผนฯ เพื่อการจัดหาพลังงานไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการ มีคุณภาพ มีความมั่นคง โดยคำนึงถึงการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้ารายภูมิภาคให้เหมาะสมกับความต้องการไฟฟ้าในพื้นที่ มีการเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไว้ในแผนฯ เพื่อเน้นการใช้ประโยชน์จากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งจะช่วยส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีและกระจายศูนย์ในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินการตามแผนฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ กกพ. มีข้อเสนอเพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) ควรมีแผนบริหารกำลังผลิตสำรองส่วนที่เกินความจำเป็นทั้งในระยะสั้นโดยเฉพาะในช่วงปี 2562 ถึง 2568 และระยะยาว เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (2) ควรมีการพิจารณาทบทวนเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปี โดยคำนึงถึงความมั่นคงและเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าของประเทศเป็นสำคัญ และ (3) การดำเนินการตามแผนฯ ควรพิจารณาดำเนินการให้สอดคล้องไปกับแผนการปฏิรูปด้านพลังงานอย่างเป็นรูปธรรม

         5. การจัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตก ในปี 2567 - 2568 ให้ทันตามที่ระบุในแผน PDP2018 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอร์จี้ (ขนาด 700 เมกะวัตต์) ที่มีกำหนดปลดในปี 2563 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่าควรจัดสรรโรงไฟฟ้าทดแทนในบริเวณพื้นที่เดิมหรือใกล้เคียง โดยบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (RATCH) ได้มีหนังสือเสนอขอก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ ที่มีอยู่แล้ว ได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นว่าควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสม นอกจากนี้ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) ผู้ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (อยู่ในแผน PDP2015) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า ปัจจุบันมีการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหินของสังคมและประชาชนในวงกว้าง โดยเฉพาะประเด็นเรื่องผลกระทบสิ่งแวดล้อม ส่งผลให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินจากแผน PDP2015 ทั้งนี้ ที่ผ่านมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เคยมีมติอนุมัติให้โรงไฟฟ้าถ่านหินสามารถเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงเป็นก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ

         6.กระทรวงพลังงาน มีข้อเสนอดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบ PDP2018 โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) มอบหมายให้ กฟผ. ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพของระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) และเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ ในแผน PDP2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้าง พื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม (4) ให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. ในข้อ (3) และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และ (5) มอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ

     2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพของระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) และเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

     3. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลัง การผลิตที่เหมาะสม

     4. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการตามแนวทางของคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ในข้อ 3 และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป

     5. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ

เรื่องที่5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         1. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) โครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ มีสาระสำคัญหลัก คือ หลักการคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าใหม่ ที่เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมซึ่งมีความจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ก่อนการลงนาม ที่ผ่านมา กฟผ. และ ฟฟล. มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะการให้ความช่วยเหลือและแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-Firm ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 ฉบับ ได้แก่ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ตั้งแต่เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 และวันที่ 1 พฤษภาคม 2544 ตามลำดับ ปัจจุบันสัญญาซื้อขายไฟฟ้าทั้งสองฉบับสิ้นสุดลง และได้มีการขยายอายุสัญญาโดยใช้อัตราเดิมในระหว่างที่มีการเจรจาสัญญาฯ ใหม่ และยังไม่สามารถบรรลุข้อตกลงร่วมกันได้

         2. เมื่อวันที่ 28 - 30 ตุลาคม 2561 ในการประชุม AMEM ครั้งที่ 36 กระทรวงพลังงาน และกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้หารือและตกลงในหลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดย กฟผ. และ ฟฟล. ได้จัดทำร่างบันทึกความเข้าใจฯ และ ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ บนพื้นฐานของหลักการที่รัฐบาลทั้งสองฝ่ายเห็นชอบร่วมกัน ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2561 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านได้เห็นชอบบันทึกความเข้าใจและสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ และให้นำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีต่อไป ซึ่ง กฟผ. และ ฟฟล. ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจร่วมกันแล้ว เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2561

         3. หลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ มีดังนี้ (1) สัญญาฉบับใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 ตามข้อเสนอของ ฟฟล. (2) แยกเป็น 2 สัญญาตามเดิม (3) การชำระค่าไฟฟ้าใช้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ที่อัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว (4) สัญญาเดิมมีอายุสัญญา 8 ปี เปลี่ยนเป็นสัญญา 1 ปีและต่อเนื่อง (5) กรณีชำระเงิน ค่าไฟฟ้าล่าช้ากว่าที่กำหนดเดิมไม่มีเงื่อนไขการคิดบทปรับ แต่สัญญาใหม่มีเงื่อนไขต้องชำระดอกเบี้ยในอัตรา MOR (Minimum Overdraft Rate) +2 (6) กรณีที่มีหนี้ค่าไฟฟ้าค้างชำระระหว่างกันในสัญญา สัญญาใหม่กำหนดให้สามารถหักกลบลบหนี้ในส่วนที่ค้างชำระระหว่างกันได้ (7) การขยายอายุสัญญาของสัญญาใหม่กำหนดให้มีอายุต่อเนื่องคราวละ 1 ปี หากฝ่ายใดจะแก้ไขสัญญา จะต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 6 เดือน ก่อนวันที่ประสงค์จะให้การแก้ไขสัญญามีผลใช้บังคับ (8) อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน เดิมกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าคราวละ 4 ปี (อายุสัญญา 8 ปี) สัญญาใหม่ กำหนดอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนปี 2562 ไว้ในเอกสารแนบท้ายสัญญาแล้ว ส่วนในรอบปีสัญญาปีถัดไป จะพิจารณาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา 4 เดือน (9) แยกสัญญาตามจุดรับส่ง โดยสัญญาเซเสด มี 1 จุด สัญญาน้ำงึม 1 มี 5 จุด เหมือนเดิม และ (10) การคิดอัตราค่าไฟฟ้าในสัญญาใหม่จะคิดอัตราตาม Short Run Marginal Cost (SMRC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป โดยมีสูตรการคำนวณตามที่ระบุไว้ในสัญญา กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยไม่เกิน 2.10 บาทต่อหน่วย ซึ่งคำนวณจากอัตราค่าไฟฟ้า Primary Energy ที่ กฟผ. รับซื้อจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเอกชนขนาดใหญ่ใน สปป.ลาว ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่

     2. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ ตามร่างสัญญาฯ ที่ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว โดยให้ มีผลบังคับใช้นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญาฯ

เรื่องที่ 6 ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติ (1) เห็นชอบหลักการและเหตุผลในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm อัตรา FiT ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับ SPP Hybrid Firm (2) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขนาดกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 - 50 เมกะวัตต์ ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปี โดยมีเงื่อนไขว่าต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีหรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ และสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และ (4) มอบให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอในคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP

         2. กระทรวงมหาดไทย โดยกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้ประชุมหารือกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2561 เพื่อกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT เพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เนื่องจากปัจจุบันโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าที่มีแผนงานมอบหมายให้เอกชนดำเนินการ มีข้อจำกัดเรื่องขนาดพื้นที่ดินที่เป็นบ่อขยะเดิมซึ่งเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น มีขนาดพื้นที่ไม่เพียงพอ จำเป็นต้องจัดหาที่ดินของภาคเอกชนเพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมหารือร่วมกับกระทรวงมหาดไทย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงาน กกพ. ประสานกระทรวงมหาดไทย จัดทำหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขเรื่องสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษเท่านั้น ซึ่งต่อมากระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือเสนอหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขและเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ทั้งนี้ การพิจารณาให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการกำจัดขยะมูลฝอยกับ อปท. จะต้องพิจารณาเงื่อนไขเบื้องต้นคือ ต้องใช้เชื้อเพลิงจากขยะเท่านั้น และต้องใช้เชื้อเพลิงจากการรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอย (Clusters) ในลำดับต้น ซึ่งต้องมีการทำความตกลง (MOU) กันอย่างชัดเจน หากมีความจำเป็นในการนำขยะจากนอกกลุ่มพื้นที่ฯ มาเป็นเชื้อเพลิงต้องเสนอคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยจังหวัดที่เกี่ยวข้องพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อน ดังนั้น แม้สถานที่ตั้งโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจะอยู่ในที่ดินของเอกชน อปท. ก็สามารถควบคุมการใช้เชื้อเพลิงจากขยะได้

         3. กระทรวงมหาดไทยได้เสนอรูปแบบการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (1) รูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) เอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าโดยไม่ต้องโอนกรรมสิทธิ์ให้กับ อปท. และ (2) รูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer)เอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าที่ต้องโอนกรรมสิทธิ์รวมถึงสิ่งปลูกสร้างและทรัพย์สินอื่นๆ ในที่ดินให้ อปท. เมื่อสิ้นสุดสัญญาการดำเนินโครงการ ซึ่งจะทำให้ราชการได้รับประโยชน์ จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้

         4. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมขนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท.หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT และ BOOT ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ และ (2) กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนโดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT หรือ BOOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (อปท. รูปแบบพิเศษ) หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้

     1. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ

     2. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน

     โดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT หรือ BOOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป ทั้งนี้ ให้รับข้อสังเกตของผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาไปพิจารณาด้วย

เรื่องที่ 7 แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 25 ราย ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ ซึ่งได้กำหนดเงื่อนไขและอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับกลุ่มที่ 1 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 - 2561 (ต่ออายุสัญญา) และกลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ รวมทั้งให้พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า นอกจากนี้ ให้ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP SPP และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป

         2. กกพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 พบว่ามีประเด็นปัญหา ในการดำเนินการดังนี้ (1) กลุ่มต่ออายุสัญญา พบว่าบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ 1) ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 แต่เมื่อการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตรวจสอบสัญญาแล้วพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 โดยเกิดจากความเข้าใจคลาดเคลื่อนเกี่ยวกับการนับวันเริ่มต้นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ กฟผ. และบริษัท ซึ่งส่วนใหญ่สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะเริ่มนับอายุสัญญาตั้งแต่วัน COD แต่สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทกำหนดว่าให้นับตั้งแต่วัน SCOD ทั้งนี้ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาทโดยการนำเสนออนุญาโตตุลาการเพื่อพิจารณาชี้ขาดวันสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนั้น จึงอาจส่งผลให้ไม่สามารถต่ออายุสัญญาได้เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ครอบคลุมโรงไฟฟ้าที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 และกรณีบริษัท ทีพีทีปิโตรเคมีคอลส์ จำกัด (มหาชน) ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2561 ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง แต่มติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง จึงต้องใช้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติไปพลางก่อน ทำให้ไม่สะท้อนต้นทุนการจัดหาเชื้อเพลิงที่แท้จริง (2) กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ พบว่ามติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ไม่สะท้อนต้นทุนการจัดหาเชื้อเพลิงที่แท้จริง นอกจากนี้โรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 อาจจะไม่สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ทันที เมื่อโรงไฟฟ้าเก่าสิ้นสุดสัญญา

         3. เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 กบง. ได้มีข้อสรุปแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration เป็นปี 2559 - 2561 เพื่อให้สอดคล้องตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเห็นควรให้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า และให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงตามที่ กบง. ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณา (2) กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิม และได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ให้ได้รับอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเห็นควรให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ตามที่ กบง. ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณาสำหรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เห็นควรเสนอ กพช. พิจารณามอบหมาย กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration เป็นปี 2559-2561 เพื่อให้สอดคล้องตามเจตนารมณ์ของมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559

     2. เห็นชอบให้ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559-2568 ได้รับการต่ออายุสัญญาหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้ใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิมและได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง

     3. เห็นชอบโครงสร้างอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงถ่านหิน ดังนี้

     (1) กลุ่มต่ออายุสัญญา

     ราคารับซื้อไฟฟ้า (โรงไฟฟ้าถ่านหิน) 1.24 บาท/kWh (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาท/ตัน)

     อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) 8,600 BTU/kWh

     ค่าบำรุงรักษา (O&M) 0.29 บาท/kWh

     กองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.02 บาท/kWh

     หมายเหตุ : - ราคาถ่านหินอ้างอิงตามประกาศของ กฟผ. ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD

     เงื่อนไขอื่น ให้ยึดตามมติ กพช. วันที่ 30 พ.ค. 2559

     (2) กลุ่มสร้างโรงไฟฟ้าใหม่

     ราคารับซื้อไฟฟ้า (โรงไฟฟ้าถ่านหิน) 2.54 บาท/kWh

     อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) 9,600 BTU/kWh

     ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) 0.75 บาท/kWh

     ค่าปฏิบัติการโรงไฟฟ้า (CP2) 0.39 บาท/kWh

     ค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1) (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาท/ตัน) 1.04 บาท/kWh

     ค่าใช้จ่ายต้นทุนผันแปร (EP2) 0.17 บาท/kWh

     ค่า Freight (EP3) 0.17 บาท/kWh

     กองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.02 บาท/kWh

     หมายเหตุ : - ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) ข้างต้นประเมิน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD ภายใต้สมมติฐานการเดินเครื่อง (Plant Factor) ร้อยละ 80 ความพร้อมในการผลิตไฟฟ้า (Availability Factor) ร้อยละ 95 ราคาถ่านหิน อ้างอิงตามประกาศของ กฟผ.

     - เงื่อนไขอื่น ให้ยึดตามมติ กพช. วันที่ 30 พ.ค. 2559

     4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 สำหรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เพื่อให้สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ตามมติดังกล่าว

เรื่องที่ 8 การแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้

         1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2560 ประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการฯ โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธาน มีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 16 ท่าน เป็นกรรมการ มีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 6 กันยายน 2560 ได้แต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายฯ จำนวน 3 ท่าน คือ นายสรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และ นายชูศักดิ์ เกวี

         2. คณะกรรมการบูรณาการฯ ได้มีการประชุมรวม 3 ครั้ง สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2560 ได้รับทราบผลการดำเนินงานมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 เห็นชอบในหลักการการติดตามประเมินผลการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง เห็นชอบให้ปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยเพิ่มเติมภาคขนส่งทางน้ำและทางอากาศ จากเดิมที่มีเฉพาะ ทางถนนและทางราง โดยให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2 คณะ เพื่อจัดทำแผนและขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางน้ำและทางอากาศ (2) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2561 ได้รับทราบผลการดำเนินงานที่สำคัญ และเห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ฉบับแก้ไขเพิ่มเติม) โดยแบ่งเป็น 4 แผนย่อย ได้แก่ ภาคขนส่งทางถนน ภาคขนส่งทางน้ำ ภาคขนส่งทางอากาศ และภาคขนส่งทางราง โดยในแต่ละแผน กำหนดกรอบมาตรการใน 4 ด้าน คือ ด้านโครงสร้างพื้นฐานและกฎระเบียบการขนส่ง ด้านประสิทธิภาพยานยนต์ เครื่องจักร อุปกรณ์ในการขนส่ง การพัฒนาบุคลากรด้านขนส่งและโลจิสติกส์ และด้านการบริหารจัดการการขนส่ง การใช้ระบบไอที และการเปลี่ยนรูปแบบการขนส่ง (Shift Mode) (3) เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2561 ได้เห็นชอบร่างแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ฉบับแก้ไขเพิ่มเติม) และแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทั้งทางถนน ทางน้ำ ทางอากาศ และทางราง ประกอบด้วย แผนระยะสั้น ปี 2562 - 2564 แผนระยะกลาง ปี 2565 - 2570 และแผนระยะยาว ปี 2571 - 2579 ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานที่ผลประหยัดที่ยังไม่เป็นไปตามเป้าหมายเนื่องจากโครงการด้านการอนุรักษ์พลังงาน ภาคขนส่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นการดำเนินการ ซึ่งยังไม่ส่งผลอย่างชัดเจนในวงกว้าง

         3. เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2561 นายชูศักดิ์ เกวี ได้ยื่นหนังสือขอลาออกจากการเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ดังนั้น คณะกรรมการบูรณาการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2561 ได้มีการพิจารณาคัดเลือกผู้ทรงคุณวุฒิฯ แทนผู้ที่ลาออก โดยที่ประชุมฯ เสนอชื่อผู้เข้ารับการคัดเลือก 2 ท่าน ได้แก่ นายดรุณ แสงฉาย และ นายปริญญา แสงสุวรรณ ซึ่งที่ประชุมฯ ได้มีมติคัดเลือก นายดรุณ แสงฉาย เพื่อเสนอให้ กพช. พิจารณาแต่งตั้งเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบให้แต่งตั้ง นายดรุณ แสงฉาย เป็นผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง

     2. เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป